电力设备交接和预防性试验规程

QGXD

广西电网公司企业标准



QGXD 12601—2021
代QGXD 12601—2006





















电力设备交接预防性试验规程




20090625发布 20090801实施
广西电网公司 发 布

目 次
目次 I
1 范围 1
2 标准性引文件 1
3 定义符号 2
4 总 3
5 电力变压器电抗器类 4
51 油浸式电力变压器(35kV变压器) 4
52干式变压器 13
53 SF6气体绝缘变压器 16
54 变电变压器接变压器变压器中性点高阻装置 21
55 配电网箱式变压器10kV变压器 23
56油浸式电抗器〔500kV〕 25
57油浸式串联联电抗器〔35kV〕 29
58干式电抗器阻波器干式消弧线圈 30
59油浸式消弧线圈 32
510 判断障时供选试验工程 33
6 互感器 34
61 油浸式电流互感器 34
62 SF6电流互感器 36
63 干式〔固体绝缘绝缘绕包干式〕电流互感器 37
64电磁式电压互感器 40
65电容式电压互感器 47
66 放电线圈 48
7 开关设备 49
71 SF6断路器金属封闭组合电器(含GISHGIS) 49
72 低压断路器动灭磁开关 55
73 户真空断路器 55
74 户外柱真空断路器重合器(包括油真空SF6气体绝缘介质种12kV重合器) 59
75分界智开关分段器(包括油真空SF6气体绝缘介质种12kV分段器) 60
76 隔离开关 62
77 高压开关柜 63
8 套 65
9 支柱绝缘子悬式绝缘子合成绝缘子 68
91 支柱绝缘子悬式绝缘子 68
92合成绝缘子 69
10 电力电缆 69
101 般规定 69
102 橡塑绝缘电力电缆 69
103 交叉互联系统 73
11 电容器 74
111 高压联电容器串联电容器交流滤波电容器 74
112 耦合电容器电容式电压互感器电容分压器 76
113 断路器断口联电容器 77
114 集合式电容器 78
115 高压联电容器装置 78
116 阻波器调谐电容器 78
117 调容式消弧线圈补偿装置电容器 78
12 绝缘油六氟化硫气体 80
121 变压器油 80
122 SF6气体 8313 避雷器 87
131 普阀磁吹型避雷器 87
132 金属氧化物避雷器 89
133 GIS金属氧化物避雷器 90
134 线路金属氧化物避雷器 90
135 避雷器带电试验 91
14 母线 91
141 封闭母线 91
142 般母线 91
143 绝缘型母线 9115 二次回路 92
16 1kV配电装置电力布线 94
17 1kV架空电力线路 94
18 接装置 95
19 低压电器 98
附录A(标准性附录)绝缘子交流耐压试验电压标准 99
附录B(资料性附录)污秽等级应附盐密度值 99
附录C(资料性附录)橡塑电缆衬层外护套破坏进水确实定方法 101
附录D(资料性附录)橡塑电缆附件中金属层接方法 101
附录E(资料性附录)避雷器电导电流值工频放电电压值 102
附录F(资料性附录)油浸电力变压器绕组直流泄漏电流参考值 103
附录G(标准性附录)高压电气设备工频耐压试验电压标准 104
附录H(资料性附录)带电设备红外诊断方法判断 106
附录I(资料性附录)局部断路器回路电阻值 107
附录J(资料性附录)局部六氟化硫断路器时间参数 110
附录K(资料性附录)支柱绝缘子瓷套超声波检测缺陷评定方法 112
附录L(资料性附录)参考资料 112




前 言

公司2006版电力设备交接预防性试验规程印发执行标准公司系统电气设备交接预防性试验起积极指导作保证电气设备安运行起重作适应电力设备试验技术开展公司广泛征求意见根底2006版电力设备交接预防性试验规程进行补充完善修订容：
修订新国标反措致容
二修订适应电网求试验工程试验周期试验标准
三增加阻波器调谐电容调容式消弧线圈补偿装置电容器绝缘型母线局部配电网设备删油断路器少油断路器容式充油电缆断路器油容
规程〔修订版〕实施日起标准涉电力设备交接预防性试验工程容求等规程抵触规程准进口设备合资企业生产设备该设备产品标准根底参规程执行
标准实施日起QGXD126012006标准废
附录A附录G标准性附录附录B附录C附录D附录E附录F附录H附录I附录J附录K资料性附录
标准广西电网公司标准化委员会提出口
标准广西电网公司生产技术部负责起草
标准广西电网公司标准化委员会技术标准分委会组织审定
标准起草：刘 辉
标准审查〔姓氏拼音排列〕：范耀波 郭宏华 郭丽娟 黄静雯 黄 瑜 黄云光 蒋蔚譞 罗传胜 钱晓东 石湘明 苏雪梅 谭德海 唐 胜 韦建宇 谢植飚 张晓沙 赵 坚
标准审定：
标准批准：
标准广西电网公司生产技术部负责解释

电力设备交接预防性试验规程

1 范围
规程规定种电力设备交接预防性试验工程周期求判断设备否符合运行条件预防设备损坏保证安运行
规程适500kV交流电力设备
规程适高压直流输电设备特殊条件电力设备适电力系统继电保护装置动装置测量装置等电气设备安具

2 标准性引文件
标准包含条文通规程中引构成规程条文规程出版时示版均效标准会修订规程方应探讨标准新版性
GBT 3111—1997 高压输变电设备绝缘配合
GB 10941—1996 电力变压器 第1局部 总
GB 10942—1996 电力变压器 第2局部 温升
GB 10943—2003 电力变压器 第3局部：绝缘水绝缘试验外绝缘空气间隙
GB 10945—2003 电力变压器 第5局部：承受短路力
GB 1207—2006 电磁式电压互感器
GB 1208—1997 电流互感器
GB 1984—2003 高压交流断路器
GB 1985—2004 高压交流隔离开关接开关
GB 2536—1990 变压器油
GB 3906—2006 36kV～405kV交流金属封闭开关设备控制设备
GB 4109—1999 高压套技术条件
GBT 4703—2007 电容式电压互感器
GB 4787—1996 断路器电容器

GB 109411—2007 电力变压器 第11局部：干式变压器
GB 6451—2021 三相油浸式电力变压器技术参数求
GBT 7252—2001 变压器油中溶解气体分析判断导
GBT 7354－2003 局部放电测量
GBT 7595—2021 运行中变压器油质量
GB 7674—1997 725kV气体绝缘金属封闭开关设备
GB 8905—1996 六氟化硫电气设备中气体理检验导

GB 10229—1988 电抗器
GB 10230—2007 分接开关
GBT 11017—2002 额定电压110kV交联聚乙烯绝缘电力电缆附件
GBT 11022—1999 高压开关设备控制设备标准技术求
GB 11032—2000 交流间隙金属氧化物避雷器
GBT 127061～GBT 127064—2002 额定电压1kV35kV挤包绝缘电力电缆附件

GBT 14542－2005 运行变压器油维护理导
GB 50150—2006 电气装置安装工程 电气设备交接试验标准
DLT 402—2007 交流高压断路器订货技术条件
DLT 459—2000 电力系统直流电源柜订货技术条件
DLT 4741～DLT 4745－2006 现场绝缘试验实施导
DLT 574—1995 载分接开关运行维修导
DLT 593—2006 高压开关设备控制设备标准技术求
DLT 596—1996 电力设备预防性试验规程
DLT 620—1997 交流电气装置电压保护绝缘配合
DLT 621—1997 交流电气装置接
DLT 664—2021 带电设备红外诊断应标准
DLT 722—2000 变压器油中溶解气体分析判断导
DLT 864—2004 标称电压高1000V交流架空线路复合绝缘子导
DLT 887－2004 杆塔工频接电阻测量
DLT 911—2004 电力变压器绕组变形频率响应分析法DLT 941—2005 运行中变压器六氟化硫质量标准
DLT 984－2005 油浸式变压器绝缘老化判断导
DLT 1093－2021 电力变压器绕组变形电抗法检测判断导
JBT 501－2006 电力变压器试验导
JBT 7111—1993 高电压联电容器装置
JBT 7112—2000 集合式高电压联电容器
JBT 8169—1999 耦合电容器电容分压器
QCSG 1 0007—2004 电力设备预防性试验规程

3 定义符号

31 预防性试验
发现运行中设备隐患预防发生事设备损坏设备进行检查试验监测包括取油样气样进行试验

32 线监测
影响设备运行条件设备状况连续定时进行监测通常动进行
33 带电测试
运行电压设备采专仪器员参进行测试
34 红外测温
利红外技术电力系统中具电流电压致热效应致热效应带电设备进行检测诊断
35 绕组变形测试
利频率响应低电压短路阻抗等方法变压器绕组特性进行测试判断否存扭曲断股移位松脱等变形现象
36 GIS局部放电测试
利甚〔特〕高频超声波等检测技术GIS进行局部放电检测判断否存绝缘缺陷
37 绝缘电阻
绝缘结构两电极间施加直流电压值流该电极泄漏电流值常兆欧表直接测绝缘电阻值规程中假设特说明均指加压lmin时测值
38 吸收
次试验中lmin时绝缘电阻值15s时绝缘电阻值
39 极化指数
次试验中10min时绝缘电阻值lmin时绝缘电阻值
310 家族设备家族缺陷
相厂家相设计材质工艺设备称家族设备
确认设计材质工艺性素导致设备缺陷称家族缺陷出现类缺陷家族设备前否检出类缺陷种缺陷隐患消前称家族缺陷设备
311 规程符号
Un 设备额定电压
Um 设备高电压
U0U 电缆额定电压(中U0电缆导体金属套金属屏蔽间设计电压U导体导体间设计电压)
U1mA 避雷器直流lmA参考电压
tanδ 介质损耗数
R60s 利兆欧表测量60s时绝缘电阻值

4 总
41 规程规定项试验标准电力设备绝缘技术监督工作根求电力设备全程理工作重组成局部设备交接验收维护检修工作中必须坚持预防积极设备进行维护长期安济运行
42 设备进行试验时试验结果应该设备历次试验结果相拟类设备相试验结果相拟参相关试验结果根变化规律趋势进行全面分析判断作出正确结
相运行检测条件家族设备状态量应显著性差异假设某台设备某状态量家族设备相出现显著性差异时满足求值规定应引起注意
43公司属单位应遵守规程开展绝缘试验工作执行规程程中遇特殊情况延长设备试验基准周期降低试验标准增删试验工程时应组织关员认真分析讨提出建议单位负责生产领导批准执行110kV电气设备报公司生产部门备案
规程出基准周期适般情况设备状态域环境电网结构等特点基准周期根底酌情延长缩短延长周期规程列基准周期12倍
果预防性试验中发现存影响设备安运行家族缺陷家族余设备应破周期惯例早通试验确认状态消隐患
老旧设备根设备状态适缩短试验周期44 试验周期安排应间隔设备调整相试验周期需停电取油样气样化学试验周期调整电气试验周期相
45 新安装投运110kV变压器电抗器互感器套耦合电容器断路器避雷器年进行电气试验次项指标均合格转入正常周期
46 工频交流耐压试验加试验标准电压持续时间特说明者均指lmin耐压试验试验电压施加时间关设备试验求中规定工频频率 45～65Hz未说明工频采似工频〔30～300Hz〕交流耐压试验
非标准电压等级电力设备交流耐压试验值根规程规定相邻电压等级插入法进行计算
47 充油电力设备充满合格油应足够静置时间进行耐压试验静置时间产品求制造厂规定时应设备额定电压满足求：
500kV >72时
220kV >48时
110kV >24时
48 进行耐压试验时应量连接起种设备分开单独试验(制造厂装配成套设备限)试验电压设备连起进行试验已单独试验记录假设干试验电压电力设备单独试验困难时连起进行试验时试验电压应采连设备中低试验电压敞开式安装断路器隔离开关互感器等果试验电压应通试验合格前方进行次引线连接
49 电力设备额定电压实际额定电压时应根原确定试验电压：
采额定电压较高设备加强绝缘者应设备额定电压确定试验电压
采额定电压较高设备作代者应实际额定电压确定试验电压
410 进行设备环境条件温度湿度油温等关种试验时(测量直流电阻绝缘电阻tanδ泄漏电流等)应时测量试品周围空气温度湿度
进行绝缘试验时试品温度应低5℃户外试验应良天气进行空气相湿度般高80％
规程中常温10〜40℃试验时应注意环境温度影响油浸式变压器电抗器消弧线圈应变压器电抗器消弧线圈层油温作测试温度
411 进行直流高压试验时应采负极性接线方式
412 设备交接试验超6月未投入运行运行中设备停运超6月投运前规程投运前〞规定容进行试验该设备投运前〞规定容需缩短时间单位根实际情况决定
413 条件进行带电测试线监测设备末屏引出头套耦合电容器电流互感器避雷器等应积极开展电容电流泄漏电流等带电测试线监测带电测试线监测发现问题时应进行停电试验进步核实
实证明利带电测试线监测技术达停电试验效果单位负责生产领导批准做停电试验适延长周期110kV电气设备报公司生产部门备案
414 应加强电力设备红外测温工作具体求DLT664—2021带电设备红外诊断技术应标准执行
415 利红外热仪〔热电视〕变电高压电气设备进行检测周期：500kV变电3月220 kV变电6月110kV变电12月35kV变电10kV城市配电网设备检测周期单位做统计分析根单位实际情况定
416 拆引线影响试验结果预防性试验规程求采拆引线试验方法进行
417 规程未包含电力设备〔电缆分接箱户外跌落式熔断器交流接触器控硅等〕交接预防性试验工程制造厂规定进行原必须进行绝缘试验〔绝缘电阻交流耐压〕技术参数校核试验周期间隔组合装置设备参类设备
418 交接试验时规程未涉容电气装置安装工程 电气设备交接试验标准准
419 产品国家标准行业标准变动执行规程时应研究决定否作相应调整

5 电力变压器电抗器类
51 油浸式电力变压器(35kV变压器)
油浸式电力变压器〔35kV变〕试验工程周期求见表51
表51 油浸式电力变压器〔35kV变〕试验工程周期求
序号
工程
周 期
求
说 明
1
油中溶解气体色谱分析
1)交接时
2)投运前
3)新装修投运
500kV：第141030天
220 kV：第41030天
110 kV：第430天
4)运行中
a)100～500kV6月
b) 35kV1年
5〕必时
1) 交接时110kV变压器应注油静置耐压局部放电试验24h分进行次次明显差异
2)新装变压器油中H2烃类气体含量(μLL)项超数值：
总烃：20H2：10C2H2：0
3)修变压器油中H2烃类气体含量(μLL)超数值：
总烃：50H2：50C2H2：0
4)运行设备油中H2烃类气体含量( μLL)超项值时应引起注意：
总烃：150H2：150
C2H2：5 (35〜220kV)1 (500kV)
5)烃类气体总绝产气速率超6mLd(开放式)12mLd(密封式)相产气速率10月认设备异常
1)总烃包括CH4C2H4C2H6C2H2四种气体
2)溶解气体组份含量增长趋势时结合产气速率判断必时缩短周期进行踪分析
3)总烃含量低设备宜采相产气速率进行判断
4)必时
—出口(区)短路
—巡视发现异常
—线监测系统告警等


序号
项 目
周 期
求
说 明
2
绕组直流电阻
1)交接时
2)3年
3)修前
4)载分接开关变换分接位置
5)载分接开关检修(分接)
6)必时
1)1600kVA变压器相绕组电阻相互间差异应均值2中性点引出绕组线间差异应均值1
2)1600kVA变压器相间差异般均值4线间差异般均值2
3)前相部位测值拟变化应2

1)电阻相间差出厂时超规定制造厂已说明种偏差原前相部位测值拟变化应2
2) 交接时分接处测量预试时载分接开关第1档测量额定档档〔17档开关测量1～10档19档开关测量1～12档〕载分接开关运行分接测量发现异常时全部档位进行
3)温度电阻值式换算
R2＝R1〔T+t2〕〔T+t1〕
式中R1R2分温度t1t2电阻值T电阻温度常数铜导线取235铝导线取225
4〕封闭式电缆出线GIS出线变压器电缆GIS侧绕组进行定期试验应缩短油中溶解气体色谱分析检测周期
5)必时：
—体油色谱判断热障
—红外测温判断套接头引线热
3
绕组绝缘电阻吸收极化指数
1)交接时
2)3年
3)修前
4)投运前
5)必时
1)绝缘电阻换算温度前次测试结果相应显著变化般低次值70％
2)交接时：35～110kV变压器应测量吸收吸收产品出厂值相应明显差异常温低13R60s3000MΩ满足1〕时吸收低11220kV变压器应测量极化指数极化指数产品出厂值相应明显差异常温低15R60s10000 MΩ时极化指数低13
3)预试时：吸收低13极化指数低15般测量极化指数吸收合格时增加测量极化指数二者满足求绝缘电阻10000 MΩ时吸收极化指数仅作参考般吸收低11极化指数低13
1)2500V5000V兆欧表220kV变压器兆欧表般求输出电流3mA
2)测量前试绕组应充分放电
3)测量温度顶层油温准次测量时温度应量接
4)量油温低50℃时测量绕组温度绝缘电阻值式换算：

式中R1R2分温度t1t2时绝缘电阻值
5)吸收极化指数进行温度换算
6〕封闭式电缆出线GIS出线变压器电缆GIS侧绕组中性点测量
7〕拆引线时进行绕组间绕组铁芯〔夹件〕测量
8〕必时：
—运行中油介质损耗合格油中水分超标
—渗漏油等引起变压器受潮情况

序号
项 目
周 期
求
说 明
4
绕组连套tanδ
1)交接时
2)3年
3)修前
4)必时

1)20℃时数值：
500kV 0006
110～220kV 0008
35kV 0015
2)tanδ值出厂试验值历年数值拟应显著变化(般30％)交接时1〕值半求
3)试验电压：
绕组电压10kV：10kV
绕组电压10kV： Un
1)非试绕组应接屏蔽
2)变压器绕组tanδ求值相
3)测量温度顶层油温准次测量时温度量相
4)量油温低50℃时测量温度tanδ值般式换算
tanδ2＝tanδ1×13(t2t1)10
式中tanδ1tanδ2分温度t1t2时tanδ值
5〕封闭式电缆出线GIS出线变压器电缆GIS侧绕组中性点加压测量
6〕拆引线时进行绕组间绕组铁芯〔夹件〕测量
7〕必时：
—绕组绝缘电阻吸收极化指数异常时
—油介质损耗合格油中水分超标
—渗漏油等
5
电容型套tanδ电容值
见第8章套〞
1)正接法测量
2)测量时记录环境温度变压器(电抗器)顶层油温
3〕测量末屏引出套tanδ电容值封闭式电缆出线GIS出线变压器电缆GIS侧套中性点加压非试侧短路接
6
绝缘油试验
见第121节变压器油〞
7
绕组连套交流耐压试验
1)交接时
2)更换绕组
3)修
4〕必时
1)分级绝缘变压器绕组低级绝缘水进行交流耐压试验
2)油浸变压器干式变压器全部更换绕组时出厂试验电压值局部更换绕组交接试验时出厂试验电压值085倍附录G
1)采外施电压法采倍频变频感应法
2)额定电压35kV变压器绕组进行线端交流耐压试验额定电压110kV变压器绕组进行中性点交流耐压试验

8
铁芯夹件绝缘电阻
1)交接时
2)3年
3)修前
4)必时
1)前测试结果相显著差异
2)运行中铁芯接电流般应03A
1)采2500V兆欧表(运行年久变压器1000V兆欧表)
2)外引接线铁芯夹件进行测量
3)必时：
油色谱试验疑心铁芯点接时
9
穿芯螺栓铁轭夹件绑扎钢带铁芯线圈压环屏蔽等绝缘电阻
1)交接时〔吊罩检查时〕
2)修中
3〕必时
220kV绝缘电阻般低500MΩ110kV绝缘电阻般低100MΩ出厂值前测试结果相应显著差异般低10 MΩ
1)2500V兆欧表
2)连接片拆开者进行


序号
项 目
周 期
求
说 明
10
油中含水量
mgL
1)准备注入110kV设备新油
2〕注入500kV设备新油
3) 220〜500kV6月
110kV1年
35kV3年4〕必时
投入运行前油
35～110kV≤20
220kV≤15
500kV≤10
运行油
35～110kV≤35
220kV≤25
500kV≤15
1〕运行中设备测量时应注意温度影响量顶层油温高50℃时取样
2)必时
—绕组绝缘电阻(吸收极化指数)测量异常时
—渗漏油等
3)注工程正修订
11
油中含气量(体积分数)

1)注入500kV设备前新油
2〕运行中500kV1年
3〕必时
投入运行前油
500kV≤1
220kV≤3
运行油
500kV≤3
220kV≤5
必时：
—变压器需补油时
—渗漏油
12
绕组泄漏电流(35kV容量8000kVA)
1)交接时
2)修前
3)必时
1)试验电压般：(kV)
1〕读取1min时泄漏电流值交接时泄漏电流宜超附录F规定
2〕泄漏电流换算成绝缘电阻值应兆欧表测值相〔相温度〕
3〕封闭式电缆出线变压器电缆侧绕组泄漏电流中性点套处测量
4〕拆引线时进行绕组间绕组铁芯〔夹件〕测量
5〕必时：
—绝缘电阻低
—介质损耗数
绕组额定电压

3
6～
10

35
110～
220

500
直流试验电压
5
10
20
40
60
2)前次测试结果相应明显变化
13
绕组分接头电压
1)交接时
2)分接开关引线拆装
3)更换绕组
4)必时
1)相分接头电压铭牌数相应明显差异应符合变压规律
2)额定分接电压允许偏差±05分接电压应变压器阻抗电压值()110偏差超±1

14
校核三相变压器组单相变压器极性
1)交接时
2)更换绕组
3〕必时
必须变压器铭牌顶盖端子标志相致



序号
项 目
周 期
求
说 明
15
空载电流空载损耗
1)交接时
2)更换绕组
3)拆铁芯
4〕必时
前次试验相明显变化
1)试验电源三相单相试验电压额定电压较低电压(5％额定电压假设制造厂提供较低电压测量值相电压进行拟)
2) 500kV变压器交接时5％额定电压试验〔出厂提供低电压值做〕
3)必时：疑心磁路缺陷等
4〕交接时出厂试验运行单位代表监试签字认做
16
阻抗电压负载损耗
1〕交接时
2〕更换绕组
3) 6年
4〕必时
前次试验相明显变化
1〕试验电源三相单相试验电流额定值较低电流(10％额定电流假设制造厂提供较低电流测量值相电流进行拟)采变压器低电压阻抗测试仪进行测量
2)预防性试验时测负载损耗
3〕必时：出口短路
17
绕组变形(频率响应)测量(110kV变压器)
1)交接时
2)更换绕组
3) 6年
4〕必时
初始结果相三相间结果相明显差异初始记录时型号厂家
1)次测试时宜采种仪器接线方式应相
2)载开关应分接测试载开关应运行分接测试便拟
3)必时：
发生区短路
18
局部放电试验(220kV电压等级容量120MVA)
1)交接时
2)修更换绝缘部件局部线圈
3)必时
GB 109432003关短时感应耐压试验〔ACSD〕长时感应电压试验〔ACLD〕施加电压时间序整试验期间进行局部放电测量220kV变压器交接时测量电压15Um300pC修运行中测量电压15Um时500pC测量电压13Um时300pC
1)110kV电压等级新安装变压器绝缘疑心时应进行局部放电试验测量电压15Um时300pC
2) 必时：
运行中变压器油色谱异常疑心存放电性障时
19
载分接开关试验检查
1)交接时
2)制造厂规定
3)修
4)必时
1)交接时GB 50150执行
2〕运行中DLT574—95载分接开关运行维修导执行

20
测温装置校验二次回路试验
1)交接时
2)3年
3)必时
1)制造厂技术求
2)密封良指示正确测温电阻值应出厂值相符
3〕绝缘电阻般低1 MΩ
1〕测量绝缘电阻采2500V兆欧表
2)必时：
疑心障时


序号
项 目
周 期
求
说 明
21
气体继电器校验二次回路试验
1)交接时
2) 6年〔体〕3年〔二次回路〕
3)修
4〕必时
1〕制造厂技术求
2〕整定值符合运行规程求动作正确
3〕绝缘电阻般低1 MΩ
1〕测量绝缘电阻采2500V兆欧表
2)必时：
疑心障时
22
压力释放器校验二次回路试验
1)交接时
2)修
3〕必时
1)动作值铭牌值相差应±10范围符合制造厂规定
2)绝缘电阻般低1 MΩ
1) 交接时出厂试验报告进行动作值校验
2〕采2500V兆欧表
3)必时：
疑心障时
23
整体密封检查
1〕交接时
2〕修
3〕必时
1〕35kV状面油箱变压器采超油枕顶部06m油柱试验〔约5kPa压力〕波纹油箱散热器油箱采超油枕顶部03m油柱试验〔约25kPa压力〕试验时间12h渗漏
2〕110kV变压器油枕顶部施加0035MPa压力试验持续时间24h渗漏
1)试验时带冷器带压力释放装置
2)必时：
疑心密封良时
24
冷装置二次回路试验
1〕交接时
2) 3年
3)修
4〕必时
1〕投运流温升声响正常渗漏
2〕绝缘电阻般低1 MΩ
1〕测量绝缘电阻采2500V兆欧表
2)必时：
疑心障时
25
套中电流互感器试验
1〕交接时
2)修
3〕必时
1)绝缘电阻测试
2)变测试
3)极性测试
4)伏安特性测试
见第6章
26
全电压空载合闸
1)交接时
2)更换绕组
1)新装全部更换绕组击合闸5次次间隔5min
2)局部更换绕组击合闸3次次间隔5min
1)运行分接进行
2)变压器高压侧中压侧加压
3)110kV变压器中性点接
27
变压器相位检查
1)交接时
2)更换绕组
3〕外部接线变更
必须电网相位致

28
220kV油中糠醛含量
1) 运行10年5年1次
2)必时
1)糠醛含量(mgL)超注意值时应视非正常老化需踪监测
1〕110kV变压器参执行
2〕变压器油处理油中糠醛含量会程度降低作出判断时定注意情况
3)必时：
—油中气体总烃超标COCO2高
—需解绝缘老化情况时长期载运行温升超标等
运行年限
1～3
4～6
7～9
10～12
糠醛含量
004
007
01
02
运行年限
13～15
16～18
19～21
22～25
糠醛含量
04
06
1
2
2)踪监测时应注意增长率
3)糠醛含量4mgL时认绝缘老化已拟严重

序号
项 目
周 期
求
说 明
29
绝缘纸(板)聚合度
必时
聚合度250时应引起注意
1)试样取引线绝缘纸垫块绝缘纸板等数克
2)运行时间较长〔20年〕变压器量利吊检时机取样
3)必时：疑心纸(板)老化时
30
绝缘纸(板)含水量
必时
含水量〔质量分数〕般值
500kV 1
220kV 3
1〕测绕组tanδ值推算取纸样直接测量
2)必时：疑心纸(板)受潮时
31
油中洁净度测试
500kV：必时
标准制定中

32
箱壳振动
必时
1〕额定工况测箱壳振动振幅双峰值应100μm
2〕出厂值应明显差异
必时：
发现箱壳振动异常时
33
500kV噪音测量
1)交接时
2)更换绕组
3)必时
1〕额定电压额定频率应80dB(A)
2〕出厂值拟明显变化
1)GB7328—1987变压器电抗器声级测量求进行
2)必时：
发现噪音异常时
34
油箱外表温度分布
必时
局部热点温升超80K
1〕红外热仪测温仪测量
2〕带较负荷时进行
3)必时：发现油箱外表局部热时
35
110kV变压器零序阻抗
1)交接时
2)更换绕组

1〕三相五柱式做
2〕制造厂出厂试验值交接时做
36
壳式变压器绝缘油带电度
1)交接时
2)3年
3)必时
应500pCmL20℃

37
壳式变压器线圈泄漏电流
1)交接时
2)3年
3)必时
应|35|μA
变压器停电启动油泵状态测量
38
红外测温

DLT664执行
1)红外热仪测量
2)测量套接头油箱壳等部位

52干式变压器
干式变压器试验工程周期求见表52
表52 干式变压器试验工程周期求
序号
工程
周 期
求
说 明
1
绕组直流电阻
1)交接时
2)3年
3)修
4)载分接开关变换分接位置
5)载分接开关检修(分接)
6)必时
1)1600kVA变压器相绕组电阻相互间差异应均值2中性点引出绕组线间差异应均值1
2)1600kVA变压器相间差异般均值4线间差异般均值2
3)前相部位测值拟变化应2
1) 交接时分接处测量预试时载分接开关第1档测量额定档档〔17档开关测量1～10档19档开关测量1～12档〕载分接开关运行分接测量发现异常时全部档位进行
2)温度电阻值式换算
R2＝R1〔T+t2〕〔T+t1〕式中R1R2分温度t1t2电阻值T电阻温度常数铜导线取235铝导线取225
3〕必时：
—红外测温判断套接头引线热
2
绕组绝缘电阻
1)交接时
2)3年
3)修
4)必时
绝缘电阻换算温度前次测试结果相应显著变化般低次值70％

1)2500V5000V兆欧表
2)测量前试绕组应充分放电
3) 拆引线时进行绕组间绕组铁芯〔夹件〕测量
4〕必时：
疑心障时
3
绕组连套交流耐压试验
1)交接时
2)3年
3)修
4)必时
全部更换绕组时出厂试验电压值局部更换绕组交接试验时出厂试验电压值085倍附录G
1)采外施电压法采倍频变频感应法
2)额定电压35kV变压器绕组进行线端交流耐压试验额定电压110kV变压器绕组进行中性点交流耐压试验
4
铁芯夹件绝缘电阻
1)交接时
2)修时
绝缘电阻换算温度前次测试结果相应显著变化般低次值70％
1)采2500V兆欧表
2)外引接线铁芯夹件进行测量
5
穿芯螺栓铁轭夹件绑扎钢带铁芯线圈压环屏蔽等绝缘电阻
1)交接时
2)修中
3〕必时
出厂值前测试结果相应显著差异般低10 MΩ
1)2500V兆欧表
2)连接片拆开者进行
6
绕组分接头电压
1)交接时
2)分接开关引线拆装
3)更换绕组
4)必时
1)相分接头电压铭牌数相应明显差异应符合变压规律
2)额定分接电压允许偏差±05分接电压应变压器阻抗电压值()110偏差超±1

7
校核三相变压器组单相变压器极性
1)交接时
2)更换绕组
3〕必时
必须变压器铭牌顶盖端子标志相致

8
空载电流空载损耗
1)交接时
2)更换绕组
3)必时
前次试验相明显变化
1)试验电源三相试验电压额定电压
2)必时：疑心磁路缺陷等


序号
工程
周 期
求
说 明
9
阻抗电压负载损耗
1〕交接时
2〕更换绕组
3)必时
前次试验相明显变化
试验电源三相试验电流额定值较低电流(10％额定电流假设制造厂提供较低电流测量值相电流进行拟) 采变压器低电压阻抗测试仪进行测量
10
测温装置校验二次回路试验
1)交接时
2)3年
3)必时
1)制造厂技术求
2)密封良指示正确测温电阻值应出厂值相符
3〕绝缘电阻般低1 MΩ
1〕测量绝缘电阻采2500V兆欧表
2)必时：
疑心障时
11
冷装置二次回路试验
1〕交接时
2) 3年
3) 修
4〕必时
1〕投运风温升声响正常
2〕绝缘电阻般低1 MΩ
1〕测量绝缘电阻采2500V兆欧表
2)必时：
疑心障时
12
全电压空载合闸
1)交接时
2)更换绕组
1)新装全部更换绕组击合闸5次次间隔5min
2)局部更换绕组击合闸3次次间隔5min
1)运行分接进行
2)变压器高压侧中压侧加压
3)110kV变压器中性点接
13
变压器相位检查
1)交接时
2)更换绕组
3〕外部接线变更
必须电网相位致

14
红外测温

DLT664执行
1)红外热仪测量
2)测量套接头油箱壳等部位
3)站变压器进行

53 SF6气体绝缘变压器
SF6气体绝缘变压器试验工程周期求见表53
表53 SF6气体绝缘变压器试验工程周期
序号
项 目
周 期
求
说 明
1
SF6气体湿度(20℃体积分数)
1)交接时
2)1年
3)修
4)必时
运行中：250μLL
交接时修：130μLL
1)DLT 915六氟化硫气体湿度测定法(电解法)DLT 506六氟化硫电气设备中绝缘气体湿度测量方法进行
2)必时：
—新装修1年复测湿度符合求
—年漏气率超1％制造厂求
—设备异常时
2
SF6气体成分分析

1)交接时
2)1年
3)修
4)必时
纯度空气四氟化碳关杂质组分〔SO2HFH2S〕见123节

3
SF6气体泄漏试验
1)交接时
2)修
3)必时
明显漏点




序号
项 目
周 期
求
说 明
4
SF6气体密度继电器(包括整定值)检验
1)交接时
2)修
3)必时
制造厂规定
1〕运行中应创造条件3年进行次
2〕必时：
疑心设备异常时
5
绕组直流
电阻
1)交接时
2)3年
3)修
4)必时
1)1600kVA变压器相绕组电阻相互间差异应均值2中性点引出绕组线间差异应均值1
2)1600kVA变压器相间差异般均值4线间差异般均值2
3)前相部位测值拟变化应2
1)电阻相间差出厂时超规定制造厂已说明种偏差原前相部位测值拟变化应2
2)交接时分接处测量预试时载分接开关第1档测量额定档档〔17档开关测量1～10档19档开关测量1～12档〕载分接开关运行分接测量发现异常时全部档位进行
3)温度电阻值式换算
R2＝R1(T+t2)(T+t1)式中R1R2分温度t1t2电阻值T电阻温度常数取235)
4)封闭式电缆出线GIS出线变压器电缆GIS侧绕组进行定期试验
5)必时：
红外测温判断套接头引线热时
6
绕组绝缘电阻吸收极化指数
1)交接时
2)3年
3)修
4)必时
1)绝缘电阻换算温度前次测试结果相应显著变化般低次值70％
2) 交接时：35～110kV变压器应测量吸收吸收产品出厂值相应明显差异常温低13R60s3000MΩ满足1〕时吸收低11220kV变压器应测量极化指数极化指数产品出厂值相应明显差异常温低15R60s10000 MΩ时极化指数低13
3)预试时：吸收低13极化指数低15般测量极化指数吸收合格时增加测量极化指数二者满足求绝缘电阻10000 MΩ时吸收极化指数仅作参考般吸收低11极化指数低13
1)采2500V5000V兆欧表兆欧表容量般求输出电流3mA
2)测量前试绕组应充分放电
3) 拆引线时进行绕组间绕组铁芯〔夹件〕测量
4〕必时
绝缘疑心时
7
绕组连套tanδ
35kV：
1)交接时
2)3年
3)修
4)必时
1)20℃时数值：
110kV：0008 35kV：0015
2)tanδ值出厂试验值历年数值拟应显著变化增量般30％
3)试验电压：
绕组电压10kV：10kV
绕组电压10kV： Un
1)非试绕组应短路接屏蔽
2)变压器绕组tanδ求值相
3) 封闭式电缆出线GIS出线变压器 电缆GIS侧绕组中性点加压测量
4〕拆引线时进行绕组间绕组铁芯〔夹件〕测量
8
铁芯夹件绝缘电阻
1)交接时
2)3年
3)修
4)必时
1)前测试结果相显著差异
2)运行中铁芯接电流般应01A
1)采2500V兆欧表
2)外引接线铁芯夹件进行测量
9
绕组分接头电压
1)交接时
2)分接开关引线拆装
3)更换绕组
4)必时
1)相分接头电压铭牌数相应明显差异应符合变压规律
2)额定分接电压允许偏差±05分接电压应变压器阻抗电压值()110偏差超±1


序号
项 目
周 期
求
说 明
10
校核三相变压器组单相变压器极性
1)交接时
2)更换绕组
3〕必时
必须变压器铭牌顶盖端子标志相致

11
空载电流空载损耗
1)交接时
2)更换绕组
3)必时
前次试验相明显变化
1)试验电源三相单相试验电压额定电压较低电压(5％额定电压假设制造厂提供较低电压测量值相电压进行拟)
2)必时：疑心磁路缺陷等
3)出厂试验运行单位代表签字认做
12
阻抗电压负载损耗
1〕交接时
2〕更换绕组
3)必时
前次试验相明显变化
试验电源三相单相试验电流额定值较低电流(10％额定电流假设制造厂提供较低电流测量值相电流进行拟) 采变压器低电压阻抗测试仪进行测量
13
局部放电试验(220kV电压等级容量120MVA)
1)交接时
2)修更换绝缘部件局部线圈
3)必时
GB 109432003关短时感应耐压试验〔ACSD〕长时感应电压试验〔ACLD〕施加电压时间序整试验期间进行局部放电测量220kV变压器交接时测量电压15Um300pC修运行中测量电压15Um时500pC测量电压13Um时300pC

1)110kV电压等级新安装变压器执行测量电压15Um时300pC
2) 必时：
运行中变压器油色谱异常疑心存放电性障时
14
载分接开关试验检查
1)交接时
2)制造厂规定
3)修
4)必时
1)交接时GB 50150执行
2〕运行中DLT574—95载分接开关运行维修导执行

15
绕组变形(频率响应)测量(110kV变压器)
1)交接时
2)更换绕组
3) 6年
4〕必时
初始结果相三相间结果相明显差异初始记录时型号厂家
1)次测试时宜采种仪器接线方式应相
2)载开关应分接测试载开关应运行分接测试便拟
3)必时：
发生区短路
16
110kV变压器零序阻抗
1)交接时
2)更换绕组

1〕三相五柱式做
2〕制造厂出厂试验值交接时做
17
交流耐压试验
1)交接时
2)修
3)必时
全部更换绕组时出厂试验电压值局部更换绕组时出厂试验电压值085倍附录G
1) 采外施电压法采倍频变频感应法
2)额定电压35kV变压器绕组进行线端交流耐压试验额定电压110kV变压器绕组进行中性点交流耐压试验3)必时
绝缘疑心时

序号
项 目
周 期
求
说 明
18
测温装置校验二次回路试验
1)交接时
2)3年
3)修
4)必时
1)制造厂技术求
2)密封良指示正确测温电阻值应出厂值相符
3)绝缘电阻般低1 MΩ
1)采2500V兆欧表
2)必时：
疑心障时
19
全电压空载合闸
1)交接时
2)更换绕组
1)新装全部更换绕组击合闸5次次间隔5min
2)局部更换绕组击合闸3次次间隔5min
1)运行分接进行
2)变压器高压侧中压侧加压
3)110kV变压器中性点接
20
变压器相位检查
1)交接时
2)更换绕组
3〕外部接线变更
必须电网相位致

21
红外测温

DLT664执行
1)红外热仪测量
2)测量套接头油箱壳等部位

54 变电变压器接变压器变压器中性点高阻装置
变电变压器接变压器变压器中性点高阻装置试验工程周期求见表54
表54变电变压器接变压器变压器中性点高阻装置试验工程周期
序号
工程
周 期
求
说 明
1
绕组直流电阻
1)交接时
2)3年
3)修
4)必时
1)相间差异般均值4线间差异般均值2
2)前相部位测值拟变化应2
1)温度电阻值式换算
R2＝R1〔T+t2〕〔T+t1〕
式中R1R2分温度t1t2电阻值T电阻温度常数铜导线取235铝导线取225
2)必时：
—红外测温判断套接头引线热
2
绕组绝缘电阻吸收
1)交接时
2)3年
3)修
4)必时
1)绝缘电阻换算温度前次测试结果相应显著变化般低次值70％
2)35kV变压器应测量吸收吸收常温低13
3)绝缘电阻10000 MΩ时吸收仅作参考般吸收低11
1)2500V5000V兆欧表
2)测量温度顶层油温准次测量时温度应量接
3)量油温低50℃时测量温度绝缘电阻值式换算：

式中R1R2分温度t1t2时绝缘电阻值
4)吸收进行温度换算
5)必时：
—渗漏油等引起变压器受潮情况


序号
项 目
周 期
求
说 明
3
绕组连套tanδ
1)交接时
2)修
3)必时

1)20℃时0015
2)tanδ值出厂试验值历年数值拟应显著变化(般30％)
3)试验电压：
绕组电压10kV：10kV
绕组电压10kV： Un
1)非试绕组应接屏蔽
2)变压器绕组tanδ求值相
3)量油温低50℃时测量温度tanδ值般式换算
tanδ2＝tanδ1×13(t2t1)10
式中tanδ1tanδ2分温度t1t2时tanδ值
4)必时：
—绕组绝缘电阻吸收异常时
—渗漏油等
4
绝缘油试验
1)交接时
2) 3年
3)修
4)必时
1〕外观：透明杂质悬浮物
2〕击穿电压：交接时 ≥35kV ≥30kV
3〕35kV变压器绝缘油中溶解气体色谱分析求见表51序号1
10kV全密封变压器进行
5
绕组连套交流耐压试验感应耐压试验
1)交接时
2)6年
3)修
4〕必时
全部更换绕组时出厂试验电压值局部更换绕组交接试验时出厂试验电压值085倍附录G
1)采外施电压法采倍频变频感应法
2)交接时进行线端交流耐压试验匝间绝缘交流耐压〔2倍额定电压〕试验
3〕预试时进行感应耐压试验
6
铁芯夹件绝缘电阻
1)修中
2)必时
前测试结果相显著差异
1)采2500V兆欧表
2)外引接线铁芯夹件进行测量
3)必时：
疑心铁芯点接时
7
绕组分接头电压
1)交接时
2)分接开关引线拆装
3)更换绕组
4)必时
1)相分接头电压铭牌数相应明显差异应符合变压规律
2)额定分接电压允许偏差±05分接电压应变压器阻抗电压值()110偏差超±1

8
校核三相变压器组单相变压器极性
1)交接时
2)更换绕组
3〕必时
必须变压器铭牌顶盖端子标志相致

9
空载电流空载损耗
1)交接时
2)更换绕组
3)必时
前次试验相明显变化
1)试验电源三相试验电压额定电压
2)必时：疑心磁路缺陷等


序号
项 目
周 期
求
说 明
10
阻抗电压负载损耗
1〕交接时
2〕更换绕组
3)必时
前次试验相明显变化
1〕试验电源三相试验电流额定值较低电流(10％额定电流假设制造厂提供较低电流测量值相电流进行拟)采变压器低电压阻抗测试仪进行测量
2)必时：出口短路
11
整体密封检查
1〕修
2〕必时
35kV状面油箱变压器采超油枕顶部06m油柱试验〔约5kPa压力〕波纹油箱散热器油箱采超油枕顶部03m油柱试验〔约25kPa压力〕试验时间12h渗漏
1)试验时带冷器
2)必时：
疑心密封良时
12
红外测温

DLT664执行
1)红外热仪测量
2)测量套接头油箱壳等部位

55 配电网箱式变压器10kV变压器
配电网箱式变压器10kV 变压器试验工程周期求见表55
表55 配电网箱式变压器10kV变压器试验工程周期
序号
工程
周 期
求
说 明
1
绕组直流电阻
1)交接时
2)修
3)必时
1)1600kVA变压器相绕组电阻相互间差异应均值2中性点引出绕组线间差异应均值1
2)1600kVA变压器相间差异般均值4线间差异般均值2
3)前相部位测值拟变化应2
1)温度电阻值式换算
R2＝R1〔T+t2〕〔T+t1〕
式中R1R2分温度t1t2电阻值T电阻温度常数铜导线取235铝导线取225
2)必时：
—红外测温判断套接头引线热
2
绕组绝缘电阻吸收
1)交接时
2)修
3)必时
1)绝缘电阻换算温度前次测试结果相应显著变化般低次值70％
2)35kV变压器应测量吸收吸收常温低13
3)绝缘电阻10000 MΩ时吸收仅作参考般吸收低11
1)2500V5000V兆欧表
2)测量温度顶层油温准次测量时温度应量接
3)量油温低50℃时测量温度绝缘电阻值式换算：

式中R1R2分温度t1t2时绝缘电阻值
4)吸收进行温度换算
5)必时：
—渗漏油等引起变压器受潮情况


序号
项 目
周 期
求
说 明
3
绕组连套tanδ
1)交接时
2)修
3)必时

1)20℃时0015
2)tanδ值出厂试验值历年数值拟应显著变化(般30％)
3)试验电压：
绕组电压10kV：10kV
绕组电压10kV： Un
1)非试绕组应接屏蔽
2)变压器绕组tanδ求值相
3)量油温低50℃时测量温度tanδ值般式换算
tanδ2＝tanδ1×13(t2t1)10
式中tanδ1tanδ2分温度t1t2时tanδ值
4)必时：
—绕组绝缘电阻吸收异常时
—渗漏油等
4
绝缘油试验
1)交接时
2)修
3)必时
35kV：
a外观：透明杂质悬浮物
b击穿电压： ≥35kV

5
绕组连套交流耐压试验
1)交接时
2)修
3〕必时
全部更换绕组时出厂试验电压值局部更换绕组交接试验时出厂试验电压值085倍附录G


6
铁芯夹件绝缘电阻
1)修中
2)必时
前测试结果相显著差异
1)采2500V兆欧表
2)外引接线铁芯夹件进行测量
3)必时：
疑心铁芯点接时
7
绕组分接头电压
1)交接时
2)分接开关引线拆装
3)更换绕组
4)必时
1)相分接头电压铭牌数相应明显差异应符合变压规律
2)额定分接电压允许偏差±05分接电压应变压器阻抗电压值()110偏差超±1

8
校核三相变压器组单相变压器极性
1)交接时
2)更换绕组
3〕必时
必须变压器铭牌顶盖端子标志相致

9
空载电流空载损耗
1)交接时2)更换绕组
3)必时
前次试验相明显变化
1)试验电源三相试验电压额定电压
2)必时：疑心磁路缺陷等


序号
项 目
周 期
求
说 明
10
阻抗电压负载损耗
1〕交接时
2〕更换绕组
3)必时
前次试验相明显变化
1〕试验电源三相试验电流额定值较低电流(10％额定电流假设制造厂提供较低电流测量值相电流进行拟) 采变压器低电压阻抗测试仪进行测量
2)必时：出口短路
11
整体密封检查
1〕修
2〕必时
35kV状面油箱变压器采超油枕顶部06m油柱试验〔约5kPa压力〕波纹油箱散热器油箱采超油枕顶部03m油柱试验〔约25kPa压力〕试验时间12h渗漏
1)试验时带冷器
2)必时：
疑心密封良时
12
非晶合金变压器噪音测量
1)交接时
2)必时
500kVA：≤50dB
630kVA：≤55dB
额定频率额定电压测量
注：箱式变压器配套高压开关低压开关互感器等元器件试验工程规程关章节规定试验周期箱式变压器

56油浸式电抗器〔500kV〕
500kV油浸式电抗器试验工程周期求见表56
表56 500kV油浸式电抗器试验工程周期求
序号
工程
周 期
求
说 明
1
油中溶解气体色谱分析
1)交接时
2)投运前
3)新装修投运第141030天
4)运行中3月
5)必时
1)新装电抗器油中H2烃类气体含量(μLL)项超数值：
总烃：20H2：10C2H2：应含
2)修电抗器油中H2烃类气体含量(μLL)超数值：
总烃：50H2：50C2H2：应含
3)运行设备油中H2烃类气体含量( μLL)超项值时应引起注意：
总烃：150H2：150C2H2：1
4)烃类气体总绝产气速率超6mLd(开放式)12mLd(密封式)相产气速率10月认设备异常
5)出现痕量(1×106μLL)乙炔时应引起注意分析气体已出现异常判断危绕组铁芯安时踪监督运行
1)总烃包括CH4C2H4C2H6C2H2四种气体
2)溶解气体组份含量增长趋势时结合产气速率判断必时缩短周期进行踪分析
3)总烃含量低设备宜采相产气速率进行判断
4)必时
—巡视发现异常
—线监测系统告警等


序号
工程
周 期
求
说 明
2
绕组直流电阻
1)交接时
2)3年
3)修前
4)必时
1)相绕组电阻相互间差异应均值2中性点引出绕组线间差异应均值1
2)前相部位测值拟变化应2
1)电阻相间差出厂时超规定制造厂已说明种偏差原前相部位测值拟变化应2
2)温度电阻值式换算
R2＝R1〔T+t2〕〔T+t1〕
式中R1R2分温度t1t2电阻值T电阻温度常数铜导线取235铝导线取225
3)必时
—体油色谱判断热障
—红外测温判断套接头引线热
3
绕组绝缘电阻吸收极化指数
1)交接时
2)3年
3)修前
4)投运前
5)必时
1)绝缘电阻换算温度前次测试结果相应显著变化般低次值70％
2)吸收常温低13
3)极化指数常温低15
4)预试时测量极化指数吸收合格时增加测量极化指数二者满足求
5〕绝缘电阻10000 MΩ时吸收极化指数仅作参考 般吸收低11极化指数低13
1)2500V5000V兆欧表兆欧表般求输出电流3mA
2)测量前试绕组应充分放电
3)测量温度顶层油温准次测量时温度应量接
4)量油温低50℃时测量温度绝缘电阻值式换算：

式中R1R2分温度t1t2时绝缘电阻值
5)吸收极化指数进行温度换算
6〕拆引线时进行绕组间绕组铁芯〔夹件〕测量
7〕必时：
—运行中油介质损耗合格油中水分超标
—渗漏油等
4
绕组连套tanδ
1)交接时
2)修前
3)必时
4)绕组绝缘电阻(吸收极化指数)测量异常时
1)20℃时0006
2)tanδ值出厂试验值历年数值拟应显著变化(般30％)
3)试验电压： 10kV
1)测量温度顶层油温准次测量时温度量相
2)量油温低50℃时测量温度tanδ值般式换算
tanδ2＝tanδ1×13(t2t1)10
式中tanδ1tanδ2分温度t1t2时tanδ值
3〕拆引线时进行绕组间绕组铁芯〔夹件〕测量
4〕必时：
—绕组绝缘电阻吸收极化指数测量异常时
—油介质损耗合格油中水分超标
—渗漏油等
5
电容型套tanδ电容值
见第8章套〞
1)正接法测量
2)测量时记录环境温度电抗器顶层油温
6
绝缘油试验
见第121节变压器油〞


序号
项 目
周 期
求
说 明
7
绕组连套交流耐压试验
1)交接时
2)更换绕组
3)修
4〕必时
全部更换绕组时出厂试验电压值局部更换绕组交接试验时出厂试验电压值085倍附录G
进行外施工频耐压试验
8
铁芯夹件绝缘电阻
1)交接时
2)3年
3)修前
4)必时
1)前测试结果相显著差异
2)运行中铁芯接电流般应03A
1)2500V兆欧表
2) 外引接线铁芯夹件进行测量
3)必时：
油色谱试验疑心铁芯点接时
9
穿芯螺栓铁轭夹件绑扎钢带铁芯线圈压环屏蔽等绝缘电阻
1)交接时〔吊罩检查时〕
2)修中
3〕必时
般低500MΩ
1)2500V兆欧表
2)连接片拆开者进行
10
油中含水量
mgL
1)准备注入电抗器新油
2〕注入电抗器新油
3)运行中6月
4〕必时
投入运行前油：≤10
运行中：≤15
1〕运行中设备测量时应注意温度影响量顶层油温高50℃时取样
2)必时：
—绕组绝缘电阻吸收极化指数异常时
—渗漏油等
11
油中含气量(体积分数)

1)注入电抗器前新油
2〕运行中1年
3〕必时
投入运行前油：≤1
运行中：≤3
必时：
—需补油时
—渗漏油时
12
绕组泄漏电流
1)交接时
2)投运前
3)修前
4)必时
1)试验电压：60 kV
2)前次测试结果相应明显变化
1〕读取1min时泄漏电流值交接时泄漏电流宜超附录F规定
2〕泄漏电流换算成绝缘电阻值应兆欧表测值相〔相温度〕
3) 拆引线时进行绕组间绕组铁芯〔夹件〕测量
4〕必时：
—绝缘电阻低
—介质损耗数
13
测温装置校验二次回路试验
1)交接时
2)3年
3)必时
1)制造厂技术求
2)密封良指示正确测温电阻值应出厂值相符
3〕绝缘电阻般低1 MΩ
1)测量绝缘电阻采2500V兆欧表
2)必时：
疑心障时


序号
项 目
周 期
求
说 明
14
气体继电器校验二次回路试验
1)交接时
2) 3年〔二次回路〕
3) 修
4〕必时
1〕制造厂技术求
2〕整定值符合运行规程求动作正确
3〕绝缘电阻般低1 MΩ
1)测量绝缘电阻采2500V兆欧表
2)必时：
疑心障时
15
压力释放器校验二次回路试验
1〕交接时
2〕修
3〕必时
1)动作值铭牌值相差应±10范围符合制造厂规定
2)绝缘电阻般低1 MΩ
1) 交接时出厂试验报告进行动作值校验
2〕采2500V兆欧表
3)必时：
疑心障时
16
整体密封检查
1〕交接时
2〕修
3)必时
油枕顶部施加0035MPa压力试验持续时间24h渗漏
1)试验时带冷器带压力释放装置
2)必时：
疑心密封良时
17
冷装置二次回路试验
1〕交接时
2〕 3年(二次回路)
3) 修
4〕必时
1〕投运流温升声响正常渗漏
2〕强油水冷装置检查试验制造厂规定
3〕绝缘电阻般低1 MΩ
1〕测量绝缘电阻采2500V兆欧表
2)必时：
疑心障时
18
套电流互感器试验
1〕交接时
2)修
3〕必时
表61

19
额定电压击合闸试验
1)交接时
2)更换绕组
1)新装全部更换绕组击合闸5次次间隔5min
2)局部更换绕组击合闸3次次间隔5min

20
油中糠醛含量
1) 5年
2)必时
1)糠醛含量(mgL)超注意值时应视非正常老化需踪监测
必时：
—油中气体总烃超标COCO2高
—需解绝缘老化情况时
—长期载运行温升超标等
运行年限
1～3
4～6
7～9
10～12
糠醛
004
007
01
02
运行年限
13～15
16～18
19～21
22～25
糠醛
04
06
1
2
2)踪监测时应注意增长率
3)糠醛含量4mgL时认绝缘老化已拟严重
21
绝缘纸(板)聚合度
必时
聚合度250时应引起注意
1)试样取引线绝缘纸垫块绝缘纸板等数克
2)运行时间较长〔20年〕电抗器量利吊检时机取样
3)必时：疑心纸(板)老化时


序号
项 目
周 期
求
说 明
22
绝缘纸(板)含水量
必时
含水量〔质量分数〕般1
1〕测绕组tanδ值推算取纸样直接测量
2)必时：
疑心纸〔板〕受潮时
23
阻抗测量
必时
出厂值相差±5范围三相三相组均值相差±2范围
受试验条件限制运行电压测量
24
箱壳振动
1)500kV电抗器交接时
2)必时
1〕额定工况测箱壳振动振幅双峰值应100μm
2〕出厂值应明显差异
必时：
发现箱壳振动异常时
25
噪音测量
1)交接时
2)更换绕组
3)必时
1〕额定电压额定频率应80dB(A)
2〕出厂值应明显差异
必时：
发现噪声异常时
26
油箱外表温度分布
1)交接时
2)必时
1)交接时温升应65K
2)局部热点温升超80K
1〕红外热仪测温仪测量
2〕带较负荷时进行
27
红外测温


DLT664执行
1)红外热仪测量
2)测量套接头油箱壳等部位

57油浸式串联联电抗器〔35kV〕
油浸式串联联电抗器〔35kV〕试验工程周期求见表57
表57 油浸式串联联电抗器〔35kV〕试验工程周期求
序号
项 目
周 期
求
说 明
1
绕组绝缘电阻
1)交接时
2)3年
3)修
般低1000 MΩ(20℃)
2500V兆欧表
2
绕组直流电阻
1)交接时
2)3年
3)修
1)三相绕组间差异应三相均值4
2)次测量值相差2

3
电抗(电感)值
1)交接时
2)必时
3〕修
出厂值拟相差±5范围

4
绝缘油
击穿电压
kV
1)交接时
2)3年
3)修
投运前
15kV ≥30
15～35kV ≥35
运行中
15kV ≥25
15～35kV ≥30



序号
项 目
周 期
求
说 明
5
油中溶解气体色谱分析
1)交接时
2)3年
3)修
4)必时
1)新装电抗器油中H2烃类气体含量(μLL)项超数值：
总烃：20H2：10C2H2：应含
2)修电抗器油中H2烃类气体含量(μLL)超数值：
总烃：50H2：50C2H2：应含
3)运行设备油中H2烃类气体含量( μLL)超项值时应引起注意：
总烃：150H2：150C2H2：5
4)烃类气体总绝产气速率超6mLd(开放式)12mLd(密封式)相产气速率10月认设备异常
1)总烃包括CH4C2H4C2H6C2H2四种气体
2)溶解气体组份含量增长趋势时结合产气速率判断必时缩短周期进行踪分析
3)总烃含量低设备宜采相产气速率进行判断
4)10kV串联电抗器进行
5〕必时
—巡视发现异常
6
绕组tanδ
1)交接时
2)3年
3)修
4)必时
20℃tanδ值0035
仅800kvar油浸铁芯电抗器进行
7
绕组铁芯外壳交流耐压相间交流耐压
1)交接时
2)修
3)必时
试验电压附录G

8
轭铁梁穿芯螺栓(接触)绝缘电阻
修时
1〕历次试验结果相显著差异
2〕般10 MΩ
2500V兆欧表

58干式电抗器阻波器干式消弧线圈
干式电抗器阻波器干式消弧线圈试验工程周期求见表58
表58 干式电抗器阻波器干式消弧线圈试验工程周期求
序号
项 目
周 期
求
说 明
1
绕组绝缘电阻
1)交接时
2)6年
3)修
4〕必时
般低1000 MΩ(20℃)
1〕阻波器进行项定期试验
2〕2500V兆欧表
2
绕组直流电阻
1)交接时
2)6年
3)修
4〕必时
1)三相绕组间差异应三相均值4〔叠装式外〕
2)出厂值次测量值相差2
阻波器进行项定期试验
3
电抗(电感)值
1)交接时
2)必时
3〕修
出厂值拟5％

4
绕组铁芯外壳交流耐压相间交流耐压
1)交接时
2)修
3)必时
1)铁芯电抗器试验电压附录G
2)干式空心电抗器需绝缘支架进行试验试验电压支柱绝缘子


序号
项 目
周 期
求
说 明
5
轭铁梁穿芯螺栓(接触)绝缘电阻
修时
1〕历次试验结果相显著差异
2〕般10 MΩ
2500V兆欧表
6
红外测温
1)1年
2)必时
DLT664执行
1)采红外热仪测量
2)应注意测量干式电抗器支持瓷瓶引线接头接引线等部位
3)必时
—顶峰负载时
—高温季节

59油浸式消弧线圈
油浸式消弧线圈试验工程周期求见表59
表59 油浸式消弧线圈试验工程周期
序号
项 目
周 期
求
说 明
1
绕组绝缘电阻
1)交接时
2)3年
3)修
1〕绝缘电阻换算温度前次测试结果相应显著变化般低次值70％
2〕般低1000 MΩ(20℃)
2500V兆欧表
2
绕组直流电阻
1)交接时
2)3年
3)修
前相部位测值拟变化应2

3
电抗(电感)值
1)交接时
2)必时
3〕修
出厂值拟相差±5范围

4
绝缘油击穿电压 kV
1)交接时
2)3年
3)修
投运前
15kV ≥30
15～35kV ≥35
运行中
15kV ≥25
15～35kV ≥30

5
油中溶解气体色谱分析
1)交接时
2)修
3)必时
1)新装油中H2烃类气体含量(μLL)项超数值：
总烃：20H2：30C2H2：应含
2)修油中H2烃类气体含量(μLL)超数值：
总烃：50H2：50C2H2：应含
3)运行设备油中H2烃类气体含量( μLL)超项值时应引起注意：
总烃：150H2：150C2H2：5
4)烃类气体总绝产气速率超6mLd(开放式)12mLd(密封式)相产气速率10月认设备异常
1)总烃包括CH4C2H4C2H6C2H2四种气体
2)溶解气体组份含量增长趋势时结合产气速率判断必时缩短周期进行踪分析
3)总烃含量低设备宜采相产气速率进行判断
4)必时
—巡视发现异常
6
绕组tanδ
1)交接时
2)修
3)必时
20℃tanδ值0035
仅800kvar进行
7
绕组铁芯外壳交流耐压
1)交接时
2)修
3)必时
试验电压附录G



序号
项 目
周 期
求
说 明
8
消弧线圈电压电流互感器绝缘变试验
1)交接时
2)修
3)必时
历次试验结果相显著差异


510 判断障时供选试验工程
针1600kVA变压器500kV电抗器设备作参考
a)油中溶解色谱气体分析判断异常时选择试验工程：
—绕组直流电阻
—铁芯绝缘电阻接电流
—空载损耗空载电流测量长时间空载(轻负载)运行油中气体色谱分析局部放电监测仪监视
—长时间负载(短路法)试验油中气体色谱分析监视
—油泵检查试验
载调压开关油箱渗漏检查试验
—绝缘特性(绝缘电阻吸收极化指数介质损耗数泄漏电流)
—绝缘油介电强度介质损耗数
—绝缘油含水量
—绝缘油含气量(500kV)
—局部放电(变压器停运运行中测量)
—绝缘油中糠醛含量
—耐压试验
—油箱外表温度分布套端部接头温度
b)气体继电器报警进行变压器油中溶解气体继电器中气体色谱分析
c)变压器出口短路进行试验：
—油中溶解气体色谱分析
—绕组直流电阻
—绕组变形测量
—短路阻抗
—空载电流损耗
d)判断绝缘受潮进行试验：
—绝缘特性(绝缘电阻吸收极化指数介质损耗数泄漏电流)
—绝缘油介电强度介质损耗数含水量含气量(500kV)
—绝缘纸含水量
e)判断绝缘老化进行试验：
—油中溶解气体分析(特COCO2含量变化)
—绝缘油酸值
—油中糠醛含量
—油中含水量
—绝缘纸纸板聚合度
f)振动噪音异常时进行试验：
—振动测量
—噪音测量
—油中溶解气体分析
—阻抗测量

6 互感器
61 油浸式电流互感器
油浸式电流互感器试验工程周期求见表61
表61 油浸式电流互感器试验工程周期求
序号
工程
周 期
求
说 明
1
绕组末屏绝缘电阻
1)交接时
2)投运前
3)3年
4)修
5)必时
1)次绕组末屏次绕组二次绕组外壳二次绕组间外壳绝缘电阻出厂值历次数拟应显著变化般低出厂值初始值70％
2)电容型电流互感器末屏绝缘电阻宜1000MΩ
1)2500V兆欧表
2)500kV交接时尚应测量次绕组间绝缘电阻结构原法测量时进行
3)必时
疑心障时
2
tanδ电容量(35kV)
1)交接时
2)投运前
3)3年
(35kV1年〕
4)修
5)必时

1)绝缘tanδ应表中数值历年数拟应显著变化：
1)tanδ值出厂值次试验值拟明显增长时应综合分析tanδ温度电压关系tanδ温度明显变化试验电压10kVUmtanδ增量超±0003应继续运行
2)绝缘tanδ试验电压10kV末屏tanδ试验电压2kV
3〕带电测试tanδ电容量代
电压等级kV
35
110
220
500
交
接

修
油纸电容型
充 油 型
胶纸电容型
充 胶 式
—
0030
0025
0020
0010
0020
0020
0020
0007
—
—
20
0006
—
—
—
运
行
中
油纸电容型
充 油 型
胶纸电容型
充 胶 式
—
0035
0030
0025
0010
0025
0025
0025
0008
—
—
0025
0007
—
—
—
2)电容型电流互感器绝缘电容量初始值出厂值差异超±5时应查明原
3)交接试验投运前应测量末屏tanδ电容量tanδ值002
4)预试时末屏绝缘电阻1000MW绝缘tanδ超标时应测量末屏tanδ值002
3
油中溶解气体色谱分析
1)交接时投运前
2)修
3)投运1年1次正常3年1次〔110kV〕
4)必时
1〕交接时制造厂试验值拟应明显变化H2烃类气体含量(μll)项超数值：
总烃：10H2：50C2H2：应含
2〕修H2烃类气体含量(μll)超数值：
总烃：40H2：50C2H2：应含
3〕运行中油中溶解气体组分含量(μll)超值时应引起注意总烃：100H2：150发现含C2H2时宜退出运行时进行检查C2H2含量达数值时应立停止运行查明原220～500kV：1110kV：2
1)新投运互感器油中应含C2H2
2)运行中制造厂明确求进行色谱分析时进行
3〕H2单值升高考虑缩短周期
4
局部放电试验(110kV)
1)交接时
2)修
3)必时
交接时电压12Um时视放电量5pC电压10Um时(必时)视放电量10pC
运行中电压12Um时视放电量20pC
交接时假设出厂试验值进行进行抽试绝缘疑心时应进行


序号
工程
周 期
求
说 明
5
极性检查
1)交接时
2)修
3)必时
铭牌标志相符合

6
交流耐压试验
1)交接时
2)修
3)必时
1)次绕组试验电压附录G
2)二次绕组间外壳工频耐压试验电压2kV2500V兆欧表代
3)全部更换绕组绝缘应出厂值进行

7
分接头变检查
1)交接时
2)修
3)必时
1〕铭牌标志相符合
2〕交接时值差相位差制造厂试验值拟应明显变化符合等级规定
1〕交接时计量计费绕组应测量值差相位差
2〕更换绕组应测量值差相位差
3)必时：
改变变分接头运行时
8
校核励磁特性曲线
1)交接时
2)必时
1〕类互感器特性曲线制造厂提供特性曲线相拟应明显差异
2〕抽头电流互感器抽头抽头测量
继电保护绕组求进行
9
绕组直流电阻
1)交接时
2)修
3)必时
出厂值初始值拟应明显差异
包括次二次绕组
10
绝缘油击穿电压 kV
1)交接时
2)修
3)必时
投运前
35kV ≥35
110～220kV ≥40
500kV ≥60
运行中
35kV ≥30
110～220kV ≥35
500kV ≥50
全密封电流互感器制造厂求进行
11
绝缘油
90℃介质损耗
1)交接时
2)修
3)必时
新油：≤0005
注入设备：≤0007
运行中
220kV ≤004
500kV ≤002
1〕电流互感器tanδ较绝缘油性正常时应进行
2〕全密封电流互感器制造厂求进行
12
绝缘油
含水量
mgL
1)交接时
2)3年〔110kV〕
3〕修
4)必时
投运前
110kV≤20
220kV≤15
500kV≤10
运行中
110kV≤35
220kV≤25
500kV≤15
全密封电流互感器制造厂求进行
13
带电测试tand 电容量
1) 投产月
2) 年
3) 修
4) 必时
1)采相拟法判断标准：
— 相设备介质损耗测量值差值(tandX tandN)初始测量值差值拟变化范围绝值超±0003电容量值(CXCN)初始测量电容量值拟变化范围超±5
— 相型号设备介质损耗测量值(tandX tandN)超±0003
2)采测试方法时根实际制定操作细
已安装带电测试信号取样单元电容型电流互感器进行超出求时应：
1)查明原
2)缩短试验周期
3)必时停电复试
14
红外测温

参考DLT664
红外热仪测量

62 SF6电流互感器
SF6电流互感器(35kV)试验工程周期求见表62
表62 SF6电流互感器试验工程周期求
序号
工程
周 期
求
说 明
1
绕组绝缘电阻
1)交接时
2)修
3)必时
次绕组二次绕组二次绕组间绝缘电阻出厂值历次数拟应显著变化般低出厂值初始值70％
1)2500V兆欧表
2)500kV交接时尚应测量次绕组间绝缘电阻结构原法测量时进行
3)必时
疑心障时
2
局部放电试验
1)交接时
2)修
3)必时
交接时电压12Um时视放电量5pC电压10Um时(必时)视放电量10pC 运行中电压12Um时视放电量20pC
交接时老练试验工频耐压试验绝缘性疑心时进行局部放电试验
3
极性检查
1)交接时
2)修
3)必时
铭牌标志相符合

4
交流耐压试验
1)交接时
2)修
3)必时
1)次绕组试验电压附录G
2)二次绕组间外壳工频耐压试验电压2kV2500V兆欧表代
3)全部更换绕组绝缘应出厂值进行
4)交接试验：
a老练试验：预加11倍设备额定相电压10分钟然降0施加10倍设备额定相电压5分钟接着升设备额定电压3分钟然降0
b老练试验应进行工频耐压试验加试验电压值出厂试验值90
5)补气较时(表压02MPa)应进行工频耐压试验试验电压出厂值80〜90
必时
—疑心绝缘障
—补气较时(表压02MPa)
—卧倒运输
5
分接头变检查
1)交接时
2)修
3)必时
1〕铭牌标志相符合
2〕交接时值差相位差制造厂试验值拟应明显变化符合等级规定
1〕交接时计量计费绕组应测量值差相位差
2〕更换绕组应测量值差相位差
3)必时：
改变变分接头运行时
6
校核励磁特性曲线
1)交接时
2)必时
1〕类互感器特性曲线制造厂提供特性曲线相拟应明显差异
2〕抽头电流互感器抽头抽头测量
继电保护绕组求进行
7
绕组直流电阻
1)交接时
2)修
3)必时
出厂值初始值拟应明显差异
包括次二次绕组


序号
工程
周 期
求
说 明
8
SF6气体试验

1)
见123节
2〕补气较时(表压02MPa)测量纯度空气

9
气体密度继电器压力表检查
必时
参厂家规定

10
红外测温

参考DLT664
采红外热仪测量

63 干式〔固体绝缘绝缘绕包干式〕电流互感器
干式〔固体绝缘绝缘绕包干式〕电流互感器试验工程周期求见表63
表63 干式电流互感器试验工程周期求
序号
工程
周 期
求
说 明
1
绕组末屏绝缘电阻
1)交接时
2)投运前
3) 35kV：3年10kV：6年
4)修
5)必时
1)次绕组末屏次绕组二次绕组二次绕组间绝缘电阻出厂值历次数拟应显著变化般低出厂值初始值70％
2)电容型电流互感器末屏绝缘电阻宜 1000MΩ
1)2500V兆欧表
2)交接时尚应测量次绕组间绝缘电阻结构原法测量时进行
3)必时
疑心障时














序号
工程
周 期
求
说 明
2
tanδ电容量(35kV)
1)交接时
2)投运前
3)3年
4)修
5)必时
6)固体绝缘互感器制造厂规定
1)绝缘电容量初始值出厂值差异超±5时应查明原
2〕参考厂家技术条件进行厂家技术条件时绝缘tanδ应0005历年数拟应显著变化
3)交接试验投运前应测量末屏tanδ电容量tanδ值002
4)预试时末屏绝缘电阻1000MW绝缘tanδ超标时应测量末屏tanδ值002
1)tanδ值出厂值次试验值拟明显增长时应综合分析tanδ温度电压关系tanδ温度明显变化试验电压10kVUm tanδ增量超±0003应继续运行
2)绝缘tanδ试验电压10kV 末屏tanδ试验电压2kV
3)具备测试条件电容型互感器带电测试tanδ电容量代
4〕固体绝缘互感器般进行tanδ测量
3
局部放电试验(35kV)
1)交接时
2)修
3)必时
1〕交接时中性点效接系统电流互感器测量电压12Um时视放电量20pC电压10Um时(必时)视放电量50pC中性点绝缘系统非效接系统电流互感器测量电压12Um时视放电量20pC电压12Um时(必时)视放电量50pC
2〕运行中测量电压12Um时视放电量50pC
1〕交接时假设出厂试验值进行进行抽试
2〕绝缘疑心时应进行
4
极性检查
1)交接时
2)修
3)必时
铭牌标志相符合

5
交流耐压试验
1)交接时
2) 35kV：3年10kV：6年
3〕修
4)必时
1)次绕组试验电压附录G
2)二次绕组间外壳工频耐压试验电压2kV2500V兆欧表代
3)全部更换绕组绝缘应出厂值进行
必时：
疑心绝缘障时
6
分接头变检查
1)交接时
2)修
3)必时
1〕铭牌标志相符合
2〕交接时值差相位差制造厂试验值拟应明显变化符合等级规定
1〕交接时计量计费绕组应测量值差相位差
2〕更换绕组应测量值差相位差
3〕必时：
疑心绝缘障时



序号
工程
周 期
求
说 明
7
校核励磁特性曲线
1)交接时
2)必时
1〕类互感器特性曲线制造厂提供特性曲线相拟应明显差异
2〕抽头电流互感器抽头抽头测量
继电保护绕组求进行
8
绕组直流电阻
1)交接时
2)修
3)必时
出厂值初始值拟应明显差异
包括次二次绕组
9
带电测试tand电容量
1) 投产月
2) 年
3) 修
4)必时

1)采相拟法判断标准：
— 相设备介质损耗测量值差值(tandX tandN)初始测量值差值拟变化范围绝值超±0003电容量值(CXCN)初始测量电容量值拟变化范围超±5
— 相型号设备介质损耗测量值(tandX tandN)超±0003
2)采测试方法时根实际制定操作细
已安装带电测试信号取样单元电容型电流互感器进行超出求时应：
1)查明原
2)缩短试验周期
3)必时停电复试
10
红外测温

参考DLT664
采红外热仪测量

64电磁式电压互感器
电磁式电压互感器(油浸式绝缘)
电磁式电压互感器(油浸式绝缘)试验工程周期求见表
表电磁式电压互感器(油浸式绝缘)试验工程周期求
序号
项 目
周 期
求
说 明
1
绝缘电阻
1)交接时
2)投运前
3)3年
4)修
5)必时
1〕历次试验结果类设备试验结果相显著差异
2〕应低出厂值初始值70％
1〕2500V兆欧表
2)必时：疑心绝缘缺陷时


序号
项 目
周 期
求
说 明
2
tanδ(35kV)
1)绕组绝缘tanδ
a)交接时
b)投运前
c)3年(35
kV1年)
d)修
e)必时
2)110～220kV串级式电压互感器支架tanδ
a)交接时
b)必时
1)绕组绝缘tanδ应表中数值：
1〕前宜采试验方法
2〕串级式电压互感器tanδ试验方法建议采末端屏蔽法试验方法求行规定
3〕分级绝缘电压互感器试验电压3kV
温度℃
5
10
20
30
40
35kV
交接时修
0015
0025
0030
0050
0070
运行中
0020
0025
0035
0055
0080
35kV
交接时修
0010
0015
0020
0035
0050
运行中
0015
0020
0025
0040
0055
交接时：35kV电压互感器试验电压10kV时制造厂试验方法测tanδ应出厂试验值13倍
2)支架绝缘tanδ般006
3〕历次试验结果相明显变化
3
油中溶解气体色谱分析〔110kV〕
1)交接时
2)修
3)投运第1年取1次3年1次
4)必时
1〕交接时制造厂试验值拟应明显变化
2〕运行中油中溶解气体组分含量(μLL)超值时应引起注意：
总烃： 100
H2： 150
C2H2： 2〔220kV〕3〔110kV〕
1)新投运互感器油中应含C2H2
2)运行中制造厂明确求进行色谱分析时进行
3)必时：疑心部放电时
4
交流耐压试验
1)交接时
2)修
3)必时
1)次绕组试验电压附录G
2)二次绕组间外壳工频耐压标准2kV2500V兆欧表代
3)全部更换绕组绝缘出厂值进行
1)串级式分级绝缘式互感器倍频感应耐压试验试验前进行空载电流励磁特性试验时应考虑互感器容升电压(频率150Hz时110kV5220kV10)
2)耐压试验前应检查否绝缘损伤
3)必时：疑心绝缘缺陷时
5
局部放电测量(110kV)
1)交接时
2)修
3)必时
交接时油浸式相电压互感器测量电压12Um时视放电量5pC电压10Um时(必时)视放电量10pC
运行中油浸式相电压互感器测量电压12Um时视放电量20pC
1〕交接时假设出厂试验值进行进行抽试
2〕绝缘疑心时应进行
6
空载电流励磁特性
1)交接时
2)修
3)必时
1)额定电压空载电流出厂值拟明显差异
2)试验电压空载电流增量应出厂试验值10：
中性点非效接系统 19Un
中性点接系统 15Un
3〕空载电流值励磁特性拐点符合订货技术标准求



序号
项 目
周 期
求
说 明
7
联接组极性
1)交接时
2)更换绕组
3)接线变动
铭牌端子标志相符

8
电压
1)交接时
2)更换绕组
3)接线变动
铭牌标志相符
1〕交接时计量计费绕组应测量值差相位差
2〕更换绕组应测量值差相位差
9
绝缘油
击穿电压 〔kV〕
1)交接时
2)修
3)必时
投运前
35kV ≥35
110～220kV ≥40
500kV ≥60
运行中
35kV ≥30
110～220kV ≥35
500kV ≥50
全密封电压互感器制造厂求进行
10
绕组直流电阻测量
1)交接时
2)修
3)必时
初始值出厂值相拟应明显差异

11
绝缘油
90℃介质损耗
1)交接时
2)修
3)必时
新油：≤0005
注入设备：≤0007
运行中
110～220kV ≤004
500kV ≤002
1〕电压互感器tanδ较绝缘油性正常时应进行
2〕全密封电压互感器制造厂求进行
12
绝缘油
含水量
mgL
1)交接时
2)修
3)必时
投运前
110kV ≤20
220kV ≤15
500kV ≤10
运行中
110kV ≤35
220kV ≤25
500kV ≤15
全密封电流互感器制造厂求进行
13
红外测温


参考DLT664
红外热仪测量

电磁式电压互感器(SF6气体绝缘)
电磁式电压互感器(SF6气体绝缘)试验工程周期求见表
表 电磁式电压互感器(SF6气体绝缘)试验工程周期求
序号
项 目
周 期
求
说 明
1
绝缘电阻
1)交接时
2)投运前
3)3年
4)修
5)必时
1〕历次试验结果类设备试验结果相显著差异
2〕应低出厂值初始值70％
1)采2500V兆欧表
2)必时：疑心绝缘缺陷时
2
交流耐压试验
1)交接时
2)修
3)必时
1)次绕组试验电压附录G
2)二次绕组间外壳工频耐压标准2kV2500V兆欧表代
3)全部更换绕组绝缘出厂值进行
1)串级式分级绝缘式互感器倍频感应耐压试验试验前进行空载电流励磁特性试验时应考虑互感器容升电压
2)耐压试验前应检查否绝缘损伤
3〕必时
—疑心绝缘障时
—补气较时(表压02MPa)
3
局部放电测量(110kV)
1)交接时
2)修
3)必时
交接时相电压互感器测量电压12Um时视放电量5pC电压10Um时(必时)视放电量10pC
运行中相电压互感器测量电压12Um时视放电量20pC
1〕交接时假设出厂试验值进行进行抽试
2〕绝缘疑心时应进行
4
空载电流励磁特性
1)交接时
2)修
3)必时
1)额定电压空载电流出厂值拟明显差异
2)试验电压空载电流增量应出厂试验值10：
中性点非效接系统 19Un
中性点接系统 15Un
3〕空载电流值励磁特性拐点符合订货技术标准求

5
呈容性试验
1〕交接时
2〕必时
1〕空载50％额定负载额定负载分试验
2〕符合订货技术标准求
1〕呈容性电压互感器进行
2〕推荐现场采方法：
二次绕组施加电压单相相位表测量电流电压间相位关系电流相位超前电压相位容性功率数表测量
6
联接组极性
1)交接时
2)更换绕组
3)接线变动
铭牌端子标志相符

7
电压
1)交接时
2)更换绕组
3)接线变动
铭牌标志相符
1〕交接时计量计费绕组应测量值差相位差
2〕更换绕组应测量值差相位差
8
绕组直流电阻测量
1)交接时
2)修
3)必时
初始值出厂值相拟应明显差异


序号
项 目
周 期
求
说 明
9
SF6气体试验

1)
见123节
2〕补气较时(表压02MPa)测量纯度空气

10
气体密度继电器压力表检查
必时
参厂家规定

11
红外测温

参考DLT664
红外热仪测量

电磁式电压互感器(固体绝缘)
电磁式电压互感器(固体绝缘)试验工程周期求见表
表 电磁式电压互感器(固体绝缘)试验工程周期求
序号
项 目
周 期
求
说 明
1
绝缘电阻
1)交接时
2)投运前
3)3年
4)修
5)必时
1〕历次试验结果类设备试验结果相显著差异
2〕应低出厂值初始值70％
1)采2500V兆欧表
2)必时：疑心绝缘缺陷时
2
交流耐压试验
1)交接时
2) 35kV：3年10kV：6年
3〕修
4)必时
1)次绕组试验电压附录G
2)二次绕组间外壳工频耐压标准2kV2500V兆欧表代
3)全部更换绕组绝缘出厂值进行
1)分级绝缘式互感器倍频感应耐压试验试验前进行空载电流励磁特性试验
2〕必时
—疑心绝缘障时
3
局部放电试验

必时

1〕交接时中性点效接系统电压互感器测量电压12Um时视放电量20pC电压10Um时(必时)视放电量50pC中性点绝缘系统非效接系统电压互感器测量电压12Um时视放电量20pC电压12Um时(必时)视放电量50pC
2〕运行中测量电压12Um时视放电量50pC
必时：
绝缘性疑心时
4
空载电流励磁特性
1)交接时
2)修
3)必时
1)额定电压空载电流出厂值拟明显差异
2)试验电压空载电流增量应出厂试验值10：
中性点非效接系统 19Un
中性点接系统 15Un
3〕空载电流值励磁特性拐点符合订货技术标准求

5
呈容性试验
1〕交接时
2〕必时
1〕空载50％额定负载额定负载分试验
2〕符合订货技术标准求
1〕呈容性电压互感器进行
2〕推荐现场采方法：
二次绕组施加电压单相相位表测量电流电压间相位关系电流相位超前电压相位容性功率数表测量
6
联接组极性
1)交接时
2)更换绕组
3)接线变动
铭牌端子标志相符



序号
项 目
周 期
求
说 明
7
电压
1)交接时
2)更换绕组
3)接线变动
铭牌标志相符
1〕交接时计量计费绕组应测量值差相位差
2〕更换绕组应测量值差相位差
8
绕组直流电阻测量
1)交接时
2)修
3)必时
初始值出厂值相拟应明显差异

9
红外测温

参考DLT664
红外热仪测量

65电容式电压互感器
电容式电压互感器试验工程周期求见表65
表65 电容式电压互感器试验工程周期求
序号
项 目
周 期
求
说 明
1
电压
1)交接时
2)修
3)必时
铭牌标志相符
计量求时应测量值差相位差
2
中间变压器绝缘电阻
1)交接时
2)3年
3〕修
4〕必时
1〕历次试验结果类型设备试验结果相显著差异
2〕次绕组二次绕组应1000MΩ二次绕组间应10MΩ
1〕2500V兆欧表X端测量
2〕次绕组接端部连接法测量时测
3
中间变压器tanδ
1)交接时
2)修
3〕必时
1〕出厂值初始值相应显著变化
2〕厂家批次产品相相值相差应超30％
1)测量次绕组二次绕组tanδ宜采正接法
2〕次绕组接端部连接法测量时测
4
中间变压器二次绕组直流电阻
1)交接时
2)修
3〕必时
出厂值初始值相应明显差异
次绕组分压电容器部连接法测量时测
5
阻尼器检查
1)交接时
2)修
3)必时
1〕绝缘电阻应10MΩ
2〕阻尼器特性检查制造厂求进行
1〕1000V兆欧表
2〕电容式电压互感器投入前应检查阻尼器已接入规定二次绕组端子阻尼器制造厂已装入中间变压器部时检查
注：电容式电压互感器电容分压器局部试验工程周期求见第11章

66 放电线圈
放电线圈试验工程周期求见表66
表66 放电线圈试验工程周期求
序号
项 目
周 期
求
说 明
1
绝缘电阻
1)交接时
2)3年
3)修
低1000MΩ
次绕组2500V兆欧表二次绕组1000V兆欧表
2
绕组tanδ
1)交接时
2)修
3)必时
绕组tanδ应表中数值：
干式进行
温度℃
5
10
20
30
40
35kV
交接时
修
0015
0025
0030
0050
0070
运行中
0020
0025
0035
0055
0080
35kV
交接时
修
0010
0015
0020
0035
005
运行中
0015
0020
0025
0040
0055
交接时：35kV试验电压10kV时制造厂试验方法测tanδ应出厂试验值13倍
3
交流耐压试验
1)交接时
2)修
3)必时
试验电压出厂试验电压85
1〕感应耐压法两端轮流施加电压
2〕必时：
疑心缺陷时
4
绝缘油
击穿电压〔35kV〕
1)交接时
2)修
3)必时
投运前：≥35kV
运行中：≥30kV

5
次绕组直流电阻
1)交接时
2)3年
3)修
4)必时
次测量值相明显差异
万表测量
6
电压
1)交接时
2)必时
符合制造厂规定

7
差动电压
1)交接时
2)必时
放电线圈次侧施加模拟运行电压二次侧差动继电器接线原理接电压表直接进行读数般超5V
应二次保护整定值否应更换


7 开关设备
71 SF6断路器金属封闭组合电器 (含GISHGIS)
SF6断路器GIS试验工程周期求见表71
表71 SF6断路器GIS试验工程周期求
序号
项 目
周 期
求
说 明





1
SF6气体试验

第123节

2
辅助回路控制回路绝缘电阻
1)交接时
2)修
3)3年
绝缘电阻低2MΩ
采500V1000V兆欧表
3
耐压试验
1)交接时
2)修
3)必时
交接时交流耐压操作击耐压试验电压出厂试验电压90附录G规定进行
1)试验SF6气体额定压力进行
2)GIS试验时包括中电磁式电压互感器避雷器投运前应进行试验电压Um5min耐压试验
3)断路器耐压试验方式：合闸分闸状态两端轮流加压端接
4)耐压试验绝缘电阻值应降低
5)必时：绝缘性疑心时
4
辅助回路控制回路交流耐压试验
1)交接时
2)修
3)3年
4〕必时
试验电压2kV
1〕2500V兆欧表代
2〕耐压试验绝缘电阻值应降低


序号
项 目
周 期
求
说 明
5
断口间联电容器绝缘电阻电容量tanδ
1)交接时
2)3年
3)修
4)必时
1)瓷柱式断路器断口时测量测电容值tanδ原始值拟应明显变化电容值偏差应初始值±5范围tanδ值般0005
2)罐式断路器〔包括GIS中断路器〕制造厂规定
3〕单节电容器第11章规定
1) 采正接法测量
2)交接修时瓷柱式断路器应测量电容器断口联整体电容值tanδ作原始数
3)明显变化时应解开断口单独电容器进行试验
4)罐式断路器(包括GIS中SF6断路器)必时进行试验试验方法制造厂规定
5)必时绝缘性疑心时
6
合闸电阻值合闸电阻投入时间
1)交接时
2)3年
3)修
1)制造厂规定外阻值变化允许范围±5
2)合闸电阻效接入时间制造厂规定校核
罐式断路器合闸电阻布置罐体部解体修时测量
7
断路器速度特性
1)交接时
2)修
测量方法测量结果应符合制造厂规定
制造厂求时测量
8
断路器时间参量
1)交接时
2)6年〔变母联电容器联电抗器断路器〕
3)机构修
4)必时
1〕断路器分合闸时间辅触头配合时间应符合制造厂规定
2〕制造厂规定外断路器分合闸期性应满足求：
相间合闸期5ms
相间分闸期3ms
相断口间合闸期3ms
相断口间分闸期2ms
额定操作电压(气压液压)进行
9
分合闸电磁铁动作电压
1)交接时
2)3年
3)机构修
4)必时
1)联合闸脱扣器应交流额定电压85％～110％范围直流额定电压80％～110％范围动作联分闸脱扣器应额定电源电压65％～120％范围动作电源电压低额定值30％更低时应脱扣
2〕操作机构分合闸电磁铁合闸接触器端子低动作电压应操作电压额定值30～65间
3)电磁机构时合闸电磁铁线圈通流时端电压操作电压额定值80(关合电流峰值等50kA时85)时应动作
4)制造厂规定
采突然加压法







序号
项 目
周 期
求
说 明
10
导电回路电阻
1)交接时
2)3年
3)修
4)必时
1)交接时回路电阻值应符合制造厂规定
2)运行中敞开式断路器测量值制造厂规定值120
3〕GIS中断路器制造厂规定行规定
1)直流压降法测量电流100A
2)GIS回路电阻条件时〔接开关外引〕进行应相测量点进行测量
3〕必时
疑心接触良时
11
分合闸线圈绝缘电阻直流电阻
1)交接时
2)3年
3)机构修
4)必时
1)交接时绝缘电阻应低10MΩ
2)直流电阻符合制造厂规定

12
SF6气体密度继电器(包括整定值)检验
1)交接时
2)修
3)必时
制造厂规定整定值包括气体压力升降时接点动作整定值
1〕运行中应创造条件3年进行次
2〕必时：
疑心设备异常时
13
压力表校验(调整)机构操作压力(气压液压)整定值校验
1)交接时
2)3年
3)修
4)必时
制造厂规定
1)气动机构应校验级气压整定值(减压阀机械安阀)
2)必时：
疑心压力表问题压力值准确时
14
操作机构分闸合闸重合闸操作压力(气压液压)降值
1)交接时
2)机构修
3)必时
符合制造厂规定

15
液(气)压操作机构泄漏试验
〔〕
制造厂规定
1〕应分合闸位置分试验
2〕必时
疑心操作机构液(气)压回路密封良时
16
油(气)泵补压零起压运转时间
1)交接时
2)3年
3)修
4)必时
应符合制造厂规定
必时
疑心操作机构液(气)压回路密封良时
17
液压机构采差压原理气动机构防失压慢分试验
1)交接时
2)机构修
3)必时
制造厂规定

18
闭锁防跳跃防止非全相合闸等辅助控制装置动作性
1)交接时
2)修
3)必时
制造厂规定



序号
项 目
周 期
求
说 明
19
GIS中联锁闭锁性试验
1)交接时
2)修
3)必时
动作应准确
检查GIS电动气动联锁闭锁性防止误动作
20
GIS中互感器避雷器
制造厂规定分第6章第13章进行

21
触头磨损量测量
必时
制造厂规定
必时：
—投切频繁时
—投切次数接电寿命时
—开断障电流次数较时
22
GIS运行中局部放电测试
1)交接试运行时
2〕投产半年1次异常1年1次
2)必时
应明显局部放电信号
必时
绝缘性疑心时
23
红外测温

DLT664执行
1)敞开式断路器热备状态应断口联电容器进行测量
2)红外热仪测量


72 低压断路器动灭磁开关
低压断路器动灭磁开关试验工程周期求见表72
表72 低压断路器动灭磁开关试验工程周期求
序号
项 目
周 期
求
说明
1
操作机构合闸接触器分合闸电磁铁低动作电压
1)交接时
2)3年
3)操作机构修
4)必时
1)操作机构分合闸电磁铁合闸接触器端子低动作电压应操作电压额定值30〜65间
2)电磁机构时合闸电磁铁线圈通流时端电压操作电压额定值80(关合电流峰值等50kA时85)时应动作

2
合闸接触器分合闸电磁铁线圈绝缘电阻直流电阻辅助回路控制回路绝缘电阻
1)交接时
2)3年
3)更换线圈
4〕必时
1) 绝缘电阻：交接时应10MΩ运行时应2MΩ
2)直流电阻应符合制造厂规定
采500V1000V兆欧表
动灭磁开关尚应作常开常闭触点分合切换序触头灭弧触头外表情况动作配合情况灭弧栅否完整等检查新换DM型灭磁开关尚应检查灭弧栅片数

73 户真空断路器
户真空断路器试验工程周期求见表73
表73 户真空断路器试验工程周期求
序号
工程
周 期
求
说明
1
绝缘电阻
1)交接时
2)投运前
3)投运1年进行1次变压器低压侧母线联络电容器组中置柜〔移开式〕断路器3年余6年
4)修
5)必时
1)整体绝缘电阻制造厂规定行规定
2)断口机物制成提升杆绝缘电阻(MΩ)应低表中数值
2500V兆欧表
试验类
额定电压kV
3〜15
20～405
725
交接时
1200
3000
6000
修
1000
2500
5000
运行中
300
1000
3000
2
交流耐压试验(断路器回路相间断口)
1)交接时
2)投运前
3)投运1年进行1次变压器低压侧母线联络电容器组中置柜〔移开式〕断路器3年余6年
4)修
5)必时
断路器分合闸状态分进行试验电压值附录G
1)更换枯燥绝缘提升杆必须进行耐压试验耐压设备满足时分段进行
2)相间相断口耐压值相
3)必时
疑心绝缘良时
3
辅助回路控制回路交流耐压试验
1)交接时
2)6年
3)修
4)必时
试验电压2kV
2500V兆欧表代


序号
工程
周 期
求
说明
4
导电回路电阻
1)交接时
2) 投运1年进行1次变压器低压侧母线联络电容器组中置柜〔移开式〕断路器3年余6年
3)修
1)修应符合制造厂规定
2)运行中宜出厂值120
直流压降法测量电流100A
5
断路器合闸时间分闸时间分合闸期性触头开距合闸时弹跳程分闸反弹行程
1)交接时
2)机构修
3)必时
1)分合闸时间分合闸期性触头开距应符合制造厂规定
2)投切电容器真空断路器进行合闸弹跳分闸反弹测量合闸弹跳应2ms分闸弹跳应断口间距25旦发现断路器弹跳应时调整
1〕额定操作电压进行
2〕分闸反弹行程结构原测量进行〔安装传感器〕
6
操作机构合闸接触器分合闸电磁铁低动作电压
1)交接时
2)修
3)必时
1)联合闸脱扣器应交流额定电压85％～110％范围直流额定电压80％～110％范围动作联分闸脱扣器应额定电源电压65％～120％范围动作电源电压低额定值30％更低时应脱扣
2)操动机构分合闸电磁铁合闸接触器端子低动作电压应操作电压额定值30〜65间
3)电磁机构时合闸电磁铁线圈通流时端电压额定值80(关合峰值电流等50kA时85)时应动作
采突然加压法
7
合闸接触器分合闸电磁铁线圈绝缘电阻直流电阻
1)交接时
2)更换线圈
3)必时
1) 绝缘电阻：交接时应10MΩ运行时应2MΩ
2)直流电阻应符合制造厂规定
采500V1000V兆欧表
8
真空灭弧室真空度测量
必时
1〕应符合制造厂规定
2〕历次试验结果类型设备试验结果相明显差异

9
检查动触头软连接夹片松动
1)交接时
2)修
3)必时
应松动








序号
工程
周 期
求
说明
10
灭弧室触头开距超行程
1)交接时
2)修
3)必时
应符合制造厂规定
结构原测量进行〔安装传感器〕
11
触头磨损量测量
必时
制造厂技术求般求触头磨损量超2mm
必时
—投切频繁
—开断障电流接型式试验开断次数—开断负荷电流次数较


74 户外柱真空断路器重合器(包括油真空SF6气体绝缘介质种12kV重合器)
户外柱真空断路器重合器试验工程周期求见表74
表74 户外柱真空断路器重合器试验工程周期求
序号
项 目
周 期
求
说 明
1
绝缘电阻
1)交接时
2) 修
3) 必时
1)整体绝缘电阻行规定
2)机物制成拉杆绝缘电阻应低数值：交接时1200 MΩ修1000MΩ运行中300MΩ
采2500V兆欧表测量
2
SF6气体泄漏试验
1)交接时
2)修
3)必时
1〕明显漏点
2〕年漏气率1制造厂规定

3
控制回路绝缘电阻
1)交接时
2)修
3)必时
交接时应低10MΩ运行时应低2MΩ
采500V 1000V兆欧表
4
交流耐压试验
1)交接时
2)修
3)必时
试验电压附录G
试验回路断口间进行
5
辅助控制回路交流耐压试验
1)交接时
2)修
3)必时
试验电压2kV
2500V兆欧表代
6
导电回路电阻
1)交接时
2)修
3〕必时
1)交接时修应符合制造厂规定般200μΩ
2)运行中行规定
直流压降法测量电流值100A
7
合闸时间分闸时间三相触头分合闸期性触头弹跳
1)交接时
2)修
应符合制造厂规定
额定操作电压进行
8
分合闸速度
1)交接时
2)修
应符合制造厂规定
额定操作电压进行制造厂规定
9
合闸电磁铁线圈操作电压
1)交接时
2)修
3)必时
额定电压85～115范围应动作符合制造厂规定

10
分闸线圈直流电阻
1)交接时
2)修
3〕必时
应符合制造厂规定


序号
项 目
周 期
求
说 明
11
分闸起动器动作电压
1)交接时
2)修
应符合制造厂规定

12
合闸电磁铁线圈直流电阻
1)交接时
2)修
应符合制造厂规定

13
分闸电流
1)交接时
2)修
应符合制造厂规定

14
额定操作序
1)交接时
2)修
操作序应符合制造厂求

15
利远方操作装置检查重合器动作情况
1)交接时
2)修
规定操作序试验回路中操作3次动作应正确

16
检查单分功性
1)交接时
2)修
操作序调单分操作2次动作应正确

17
绝缘油击穿电压试验
1)交接时
2)修
3)必时
交接时修 ≥35kV
运行中 ≥30kV
必时
疑心进水受潮时

75分界智开关分段器 (包括油真空SF6气体绝缘介质种12kV分段器)
分界智开关分段器试验工程周期求见表75
表75 分界智开关分段器试验工程周期求
序号
项 目
周 期
求
说 明
1
绝缘电阻
1)交接时
2)修
3)必时
1)整体绝缘电阻值行规定
2)机物制成拉杆绝缘电阻值应低数值：交接时：1200 MΩ
修：1000MΩ运行中：300MΩ
3)控制回路绝缘电阻值2MΩ
次回路2500V兆欧表控制回路1000V兆欧表
2
交流耐压试验
1)交接时
2)修
3)必时
试验电压见附录G
试验回路断口间进行
3
导电回路电阻
1)交接时
2)修
3)必时
1)交接时修应符合制造厂规定般200μΩ〔含2米引出线时700μΩ〕
2)运行中行规定
直流压降法测量电流值100A
4
合闸电磁铁线圈操作电压
1)交接时
2)修
3)必时
制造厂规定电压范围应动作

5
合闸时间分闸时间触头分合闸期性
1)交接时
2)修
应符合制造厂规定
额定操作电压进行
6
分合闸线圈直流电阻
1)交接时
2)修
应符合制造厂规定

7
利远方操作装置检查分段器动作情况
1)交接时
2)修
额定操作电压分合闸3次动作应正确

8
辅助控制回路交流耐压试验
1)交接时
2)修
3〕必时
试验电压2kV
2500V兆欧表代


序号
项 目
周 期
求
说 明
8
SF6气体泄漏试验
1)交接时
2)修
3)必时
1〕明显漏点
2〕年漏气率1制造厂规定
必时
绝缘性疑心时
9
绝缘油击穿电压试验
1)交接时
2)修
3)必时
修 ≥35kV
运行中 ≥30kV
必时
疑心进水受潮时
10
动计数操作
1)交接时
2)修
制造厂规定完成计数操作



76 隔离开关
隔离开关试验工程周期求见表76
表76 隔离开关试验工程周期求
序号
项 目
周 期
求
说 明
1
机材料支持绝缘子提升杆绝缘电阻
1)交接时
2)6年
3)修
4)必时
1)兆欧表测量胶合元件分层电阻
2)机材料传动提升杆绝缘电阻〔MΩ〕低表数值：
采2500V兆欧表
试验类
额定电压 kV
3〜15
20～405
交接时
1200
3000
修
1000
2500
运行中
300
100O
2
二次回路绝缘电阻
1)交接时
2)6年
3)修
4)必时
交接时应低10MΩ运行时应低2MΩ
采1000V兆欧表
3
交流耐压试验(回路相间断口)
1)交接时
2)修
3)必时
1)试验电压值附录G
2)单元件支柱绝缘子组成隔离开关进行整体耐压困难时胶合元件分做耐压试验试验周期求第9章规定进行
1〕交流耐压试验前应测量绝缘电阻耐压阻值降低
2〕户外敞开式空气绝缘隔离开关进行断口间试验
4
二次回路交流耐压试验
1)交接时
2)6年
3)修
4)必时
试验电压2kV
2500V兆欧表代
5
电动操作机构线圈低动作电压
1)交接时
2)修
3)必时
电动机操动机构额定操作电压80％～110％范围分合闸动作应低动作电压般操作电源额定电压30％〜80％范围

6
导电回路电阻测量
1)交接时
2)修
3)必时
1〕交接时应符合制造厂规定
2〕修运行中制造厂规定值150
1)直流压降法测量电流值100A
2)必时
疑心接触良时

序号
项 目
周 期
求
说 明
7
操动机构动作情况
1〕交接时
2〕修
1〕电动操动结构额定操作电压分合闸5次动作应正常
2〕手动操作机构操作时灵活卡涩
3〕闭锁装置应

8
支柱绝缘子探伤
必时
1〕敞开式安装变压器低压侧出口隔离开关110kV隔离开关进行探伤应明显裂纹
2〕超声波检测缺陷评定方法参考附录K
1〕采超声探伤法紫外检测
2)必时：
发现厂家型号期产品出现断裂
9
红外测温

1)DLT664执行
2)发现温度异常时应停电检修应测量检修前导电回路电阻积累运行验
红外热仪测量

注：户外柱隔离负荷开关参表76中关序号执行进行定期预防性试验

77 高压开关柜
高压开关柜试验工程周期求见表77
表77 高压开关柜试验工程周期求
序号
项 目
周 期
求
说 明
1
辅助回路控制回路绝缘电阻
1)交接时
2)6年
3)修
交接时应低10MΩ运行时应低2MΩ
采1000V兆欧表
2
辅助回路控制回路交流耐压试验
1)交接时
2)6年
3)修
试验电压2kV
2500V兆欧表代
3
断路器隔离开关隔离插头导电回路电阻
1)交接时
2)6年
3)修
4〕必时
1)交接时修应符合制造厂规定
2)运行中应制造厂规定值150
1)回路电阻测量条件时进行
2)必时
疑心接触良时
4
绝缘电阻试验
1)交接时
2)修
3) 变压器低压侧母线联络电容器组中置柜〔移开式〕3年余6年
4)必时
应符合制造厂规定般低50MΩ
交流耐压试验前分进行
5
交流耐压试验
1)交接时
2)修
3〕变压器低压侧母线联络电容器组中置柜〔移开式〕3年余6年
4)必时
试验电压值附录G中连起进行试验设备试验电压低者相间相断口试验电压值相
试验电压施加方式：合闸时相相间分闸时相断口

6
检查电压抽取(带电显示)装置
1)交接时
2)修
3)必时
应符合DLT538高压带电显示装置技术条件规定



序号
项 目
周 期
求
说 明
7
SF6气体泄漏试验
1)交接时
2)修
3)必时
应符合制造厂规定

8
SF6气体压力表密度继电器校验
1)交接时
2)6年
3)必时
应符合制造厂规定

9
防误操作性检查
1)交接时
2)修
3)必时
应符合制造厂规定
必时：
开关柜防误操作性性疑心时
注：1〕型式高压开关柜计量柜电压互感器柜电容器柜等试验工程周期求参表77中关序号进行
2〕柜元件(断路器互感器电容器避雷器等)试验工程规程关章节规定定期试验周期开关柜
3〕配电网高压开关柜环网柜试验表2〕进行进行定期预防性试验

8 套
套试验工程周期求见表8
表8 套试验工程周期求
序号
项 目
周 期
求
说 明
1
绝缘电容型套末屏绝缘电阻
1)交接时
2)3年
3)修(包括设备修)
4)投运前
5)必时
1)绝缘绝缘电阻值般应低数值：110kV：5000MΩ
110kV：10000MΩ
2)末屏绝缘电阻应低1000MΩ
1)采2500V兆欧表
2)变压器套电抗器套试验周期变压器电抗器
3)必时：
—红外测温发现套发热
—套油位正常气体压力正常


序号
项 目
周 期
求
说 明
2
绝缘电容型套末屏tanδ电容量
1)交接时
2)3年
3)修(包括设备修)
4)投运前
5)新安装变压器套事抢修装套投运1年
6)必时
1)交接时室温tanδ应数值：
油纸电容型：0007浇注绝缘气体绝缘：0010
胶纸电容型：35kV 0015110kV0010
充胶型：0020胶纸型：0025
2)修运行中20℃时tanδ值应表中数值：
1)油纸电容型套tanδ般进行温度换算tanδ出厂值次试验值拟明显增长接左表数值时应综合分析tanδ温度电压关系tanδ温度增加明显增试验电压10kV升Um时tanδ增量超±0003应继续运行
2)20kV纯瓷套变压器油连通油压式套测tanδ
3)测量变压器套tanδ时试套相连绕组端子连起加压余绕组端子均接末屏接电桥正接线测量
4)具备测试条件电容型套带电测试电容量tanδ代
5)必时：
—红外测温发现套异常
—套油位正常
电压等级kV
35
66～110
220〜500

修

充 油 型
油纸电容型
充 胶 型
胶纸电容型
胶 纸 型
气 体
干 式
0030
0010
0030
0020
0025
0010
0010

0015
0010
0020
0015
0020
0010
0010
—
0008
—
0010
—
0010
0010
运
行
中
充 油 型
油纸电容型
充 胶 型
胶纸电容型
胶 纸 型
气 体
干 式
0035
0010
0035
0030
0035
0010
0010
0015
0010
0020
0015
0020
0010
0010
—
0008
—
0010
—
0010
0010
3)电容型套末屏绝缘电阻1000MΩ时应测量末屏tanδ值002
4)电容型套电容值出厂值次试验值差异超出±5％时应查明原
5)作备品110kV套安装前应进行额定电压介质损耗试验
6)110kV变压器套解体检修应进行额定电压介质损耗试验
7)干式套制造厂求
3
带电测试tand电容量
1)投产1月
2)1年
3)修
4)必时

1)采相拟法判断标准：
— 相设备介质损耗测量值差值(tandX tandN)初始测量值差值拟变化范围绝值超±0003电容量值(CXCN)初始测量电容量值拟变化范围超±5
— 相型号设备介质损耗测量值(tandX tandN)超±0003
2)采测试方法时根实际制定操作细
已安装带电测试信号取样单元电容型套进行超出求时应：
1)查明原
2)缩短试验周期
3)必时停电复试







序号
项 目
周 期
求
说 明
4
油中溶解气体色谱分析
1)交接时
2)修
3)必时
油中溶解气体组分含量(μLL)超值时应引起注意H2：500CH4：100发现含C2H2时宜退出运行时进行检查C2H2含量达数值时应立停止运行查明原220～500kV：1110kV：2
1〕保存期超1年110kV套安装前应进行色谱分析
2)厂家求取油样时做
3)必时：
—红外测温发现套发热
—套油位正常
—套部位异常响声
5
交流耐压试验
1)交接时
2)修
3)必时
试验电压值附录G
35kV纯瓷穿墙套母线绝缘子起耐压
6
110kV电容型套局部放电测量
1)长时间存放时
2)修
3)变压器套解体检修
4)必时
1)变压器电抗器套试验电压15Um
2)套试验电压105Um
3)试验电压视放电量(pC)：
1)保存期超1年110kV套安装前应进行局部放电试验
2)左表括号局部放电量适非变压器电抗器套
3)条件时进行
4)必时：
—疑心套存绝缘缺陷时

油纸电容型
胶纸电容型
交接时修
10
250(100)
运行中
20
行规定
7
红外测温

DLT664执行
红外热仪测量

注：1充油套指油作绝缘套包括变压器油连通油压式套
2油纸电容型套指油纸电容芯绝缘套
3充胶套指胶绝缘套
4胶纸电容型套指胶纸电容芯绝缘套胶纸充胶充油型套
5胶纸型套指胶纸绝缘外绝缘套(般室瓷套胶纸套)


9 支柱绝缘子悬式绝缘子合成绝缘子
91 支柱绝缘子悬式绝缘子
支柱绝缘子悬式绝缘子试验工程周期求见表91
表91 支柱绝缘子悬式绝缘子试验工程周期求
序号
项 目
周 期
求
说 明
1
零值绝缘子检测(35kV)
1)110kV变电站3年1次
2)110kV线路投运3年进行普测1遍根普测结果年均劣化率确定检测周期：
<00055～6年
0005～0013～4年
>0012年
1)投运3年年均劣化率0043年检测周期年均劣化率002年劣化率01应分析原采取相应措施
2)劣化绝缘子片数规定检测次数中达110kV线路2～3片220kV线路3片500kV线路6～8片时必须立整串更换
1)参DLT626盘形悬式绝缘子劣化检测规程执行
2)运行电压测量电压分布(火花间隙)采红外热仪检测
3)元件针式绝缘子应检测元件
4〕35kV行规定
2
绝缘电阻
1)交接时
2)更换绝缘子时
1)针式支柱绝缘子元件片悬式绝缘子绝缘电阻应低300MΩ500kV悬式绝缘子低500MΩ
2)半导体釉绝缘子绝缘电阻行规定
1〕采2500V兆欧表500kV悬式绝缘子5000V兆欧表
2〕棒式支柱绝缘子进行项试验
3
交流耐压试验
1)交接时
2)设备
3)更换绝缘子时
1)支柱绝缘子交流耐压试验电压值见附录A中表A
2)机械破坏负荷60〜300kN盘形悬式绝缘子交流耐压均取60kV
1〕棒式绝缘子进行项试验
2〕35kV支柱绝缘子母线安装完毕起进行试验电压标准规定
4
绝缘子外表污秽物等值盐密测量
1年
参附录B污秽等级应附盐密度值检查测盐密值污秽等级否致结合运行验测量值作调整耐污绝缘水监督绝缘安运行盐密值超规定时应根情况采取调爬清扫涂料等措施
应分户外线路5～30km代表污秽程度少串悬垂绝缘子(悬挂试验串)根棒式支柱绝缘子取样测量应积污重时期进行
5
支柱绝缘子探伤
1〕交接时
2〕必时
1〕型母线支柱绝缘子进行探伤应明显裂纹
2〕新安装110kV隔离开关110kV变侧隔离开关支柱〔持〕绝缘子交接时必须提供绝缘子探伤报告
3〕超声波检测缺陷评定方法参考附录K
1〕采超声探伤法紫外检测
2)必时：
发现厂家型号期产品出现断裂
6
红外测温
1)变电站周期
2)110kV线路：年低5数量抽检
DLT664执行

红外热仪测量

注：运行中：针式支柱绝缘子悬式绝缘子试验工程检查零值绝缘电阻交流耐压试验中选项玻璃绝缘子进行试验运行中爆〔破〕绝缘子应时更换


92合成绝缘子
合成绝缘子试验工程周期求见表92
表92 合成绝缘子试验工程周期求
序号
工程
周 期
求
说 明
1
红外测温
1)变电站周期
2)110kV线路年低5数量抽检
1)DLT664执行
2)红外检测发现明显发热点时应予更换
红外热仪检测

注：试验工程憎水性检测湿工频耐受电压试验水煮试验陡波击耐受电压试验密封性试验机械破坏负荷试验等必时DLT8642003标称电压高1000V交流架空线路复合绝缘子导执行

10 电力电缆
101 般规定
电缆绝缘做耐压试验测量绝缘电阻时应分相进行相进行试验测量时两相导体电缆两端金属屏蔽金属护套铠装层起接
试验结果异常根综合判断允许监视条件继续运行电缆线路试验周期应缩短少6月时间连续3次试验试验结果变坏正常周期试验
金属屏蔽金属套端接端装护层电压保护器单芯电缆绝缘作耐压试验时必须护层电压保护器短接端电缆金属屏蔽金属套时接
耐压试验导体放电时必须通千伏约80kΩ限流电阻反复次放电直火花允许直接接放电
停电超6月电缆线路应兆欧表测量该电缆导体绝缘电阻疑问时必须低常规耐压试验电压电压〔取常规耐压试验电压85％〕进行试验加压时间1min停电超三月满年电缆线路必须做50规定试验电压值耐压试验加压时间1min停电超年电缆线路必须作常规耐压试验
额定电压061kV电缆线路1000V2500V兆欧表测量导体绝缘电阻代直流耐压试验
直流耐压试验时应分阶段均匀升压〔少3段〕段停久1min读取泄漏电流试验电压升规定值lmin加压时间达规定值时测量泄漏电流泄漏电流值衡系数(值值)作判断绝缘状况参考作否投入运行判发现泄漏电流次试验值相变化泄漏电流稳定试验电压升高加压时间增加急剧升时应查明原系终端头外表泄漏电流杂散电流等素影响应加消疑心电缆线路绝缘良提高试验电压(超产品标准规定出厂试验直流电压值宜)延长试验时间确定否继续运行

102 橡塑绝缘电力电缆
橡塑绝缘电力电缆塑料绝缘电缆橡皮绝缘电缆总称塑料绝缘电缆包括聚氯乙烯绝缘聚乙烯绝缘交联聚乙烯绝缘电力电缆橡皮绝缘电缆包括乙丙橡皮绝缘电力电缆等
橡塑绝缘电力电缆线路试验工程周期求见表101







表101 橡塑绝缘电力电缆试验工程周期求
序号
项 目
周 期
求
说 明
1
电缆绝缘绝缘电阻
1)交接时
2)耐压试验前
3)新做电缆终端接头
4)必时
历次试验结果类型电缆试验结果相显著差异般1000MΩ
061kV电缆1000V兆欧表
061kV电缆2500V兆欧表
66kV电缆5000V兆欧表
2
电缆外护套绝缘电阻
1)交接时
2)耐压试验前3)3年
4)必时
千米绝缘电阻值低05MΩ
1)采500V兆欧表千米绝缘电阻低05MΩ时应采附录D中表达方法判断外护套否进水
2)外护套引出线者进行
3
电缆衬层绝缘电阻
1)交接时
2)耐压试验前3)3年
4)必时
千米绝缘电阻值应低05MΩ
1〕采500V兆欧表千米绝缘电阻低05MΩ时应采附录D中表达方法判断衬层否进水
2〕衬层引出线者进行
4
铜屏蔽层电阻导体电阻
1)交接时
2)投运前
3〕重作终端接头
4)衬层破损进水
5)必时
电阻投运前相增时说明铜屏蔽层直流电阻增铜屏蔽层腐蚀该值投运前相减时说明附件中导体连接点接触电阻增数行规定
1)双臂电桥测量相温度铜屏蔽层导体直流电阻
2)终端中间接头安装工艺必须符合附录D求测量符合附录者测量
5
外护套直流耐压试验
1)交接时
2)必时
1) 35kV电缆5kV10kV电缆25kV
2)兆欧表代
必时：疑心外护套绝缘障时
6
相位检查
1〕交接时
2〕必时
电网相位致

7
红外测温
1〕新电缆投运
2〕500kV 1年2次220kV1年1次
年度检测应负荷高时进行参DLT664
条件时进行红外热仪测量电缆终端接头非直埋式中间接头进行
8
带电测试外护层接电流
1〕新电缆投运
2〕110kV1年
般电缆负荷电流值10
钳型电流表测量


序号
项 目
周 期
求
说 明
9
电缆绝缘耐压试验
1)交接时
2)新做终端接头
3)必时

1〕推荐30～300Hz谐振耐压试验
2〕110kV系统端空气绝缘终端端GIS电缆两端均空气绝缘终端电缆条件允许前提3～5年做次交流耐压试验两端均密闭式终端电缆进行定期试验
4)必时：
疑心电缆障时





















周期
额定电压
U0U(kV)
试验电压
时间
(min)
交
接
时
1830
25Uo 〔20Uo〕
5〔60〕
2135～64110
20Uo
60min
127220
17Uo
60min

1830
20Uo
5min
2135～64110
16Uo
60min
127220
136Uo
60min
10
交叉互联系统
1)交接时
2) 110kV3年35kV6年
3) 互联系统障时
见表106

11
屏蔽层避雷器
13章

注：实现序号234项测量必须橡塑电缆附件安装工艺中金属层传统接方法附录D加改变



103 交叉互联系统
交叉互联系统试验工程周期求见表102
表102 交叉互联系统试验工程周期求
序号
项 目
周 期
求
说 明
1
电缆外护套绝缘接头外护套绝缘夹板直流耐压试验
1)交接时
2) 3年
段电缆金属屏蔽金属套间施加直流电压5kV加压时间1min应击穿
试验时必须护层电压保护器断开互联箱中侧三段电缆金属套接




序号
项 目
周 期
求
说 明
2
护层电压保护器
1)非线性电阻片直流伏安特性
2)非线性电阻片引线绝缘电阻
1)交接时
2) 3年
1)伏安特性参考电压应符合制造厂规定
2)1000V兆欧表测量引线外壳间绝缘电阻值应10MΩ
制造厂规定值加压碳化硅电阻片假设试验时温度t℃测电流值应修正系数(120t )100
3
互联箱
a)闸刀(连接片)接触电阻
b)检查闸刀(连接片)连接位置
1)交接时
2) 3年
1)正常工作位置进行测量接触电阻应20μΩ
2)连接位置应正确误
1〕双臂电桥
2〕交叉互联系统试验合格密封互联箱前进行发现连接错误重新连接必须重测闸刀(连接片)接触电阻

11 电容器
111 高压联电容器串联电容器交流滤波电容器
高压联电容器串联电容器交流滤波电容器试验工程周期求见表111
表111 高压联电容器串联电容器交流滤波电容器试验工程周期求
序号
项 目
周 期
求
说 明
1
极壳绝缘电阻
1)交接时
2)投运前
3)投运前3年15年年1次余3年
4)必时
低2000MΩ
1〕串联电容器1000V兆欧表2500V兆欧表
2〕单套电容器测
3)必时：
保险熔断保护跳闸时
2
电容值
1)交接时
2)投运前
3)投运前3年15年年1次余3年
4)必时
1)电容值偏差制造厂规定超额定值5～＋10范围应出厂值95
2〕熔丝保护电容器334kvar容量电容器电容量减少超13时应认真检查发现问题应退出运行334kvar容量电容器电容量减少超5时应退出运行200kvar容量电容器电容量减少超10时应退出运行
3〕外熔断器保护电容器旦发现电容量增超串段击穿引起电容量增应立退出运行防止电容器带障运行开展成扩性障
1)电桥法电流电压法测量
2〕电容器组推荐拆连接线测量方法
3)必时：
保险熔断保护跳闸时
3
相间相极壳交流耐压试验
交接时
试验电压出厂值80
高压联电容器DLT604进行
4
联电阻值测量
1)交接时
2) 投运前3年15年年1次余3年
3)必时
电阻值出厂值偏差应±10
1)放电法测量
2)必时：
巡视时发现渗漏油温度异常等
5
凸肚渗漏油检查
巡视时
发现凸肚漏油时停止
观察法
6
击合闸
交接时
电网额定电压击合闸3次闪络熔断器熔断等异常现象

7
红外测温

参DLT664
红外热仪测量

交流滤波电容器组总电容值应满足交流滤波器调谐求

112 耦合电容器电容式电压互感器电容分压器
耦合电容器电容式电压互感器电容分压器试验工程周期求见表112
表112 耦合电容器电容式电压互感器电容分压器试验工程周期求
序号
项 目
周 期
求
说 明
1
极间绝缘电阻
1)交接时
2)投运1年
4〕必时
般低5000MΩ
2500V兆欧表
2
电容值
1)交接时
2)投运1年
4〕极间耐压
5〕必时
1)节电容值偏差超出额定值5～＋10范围
2)电容值出厂值102时应缩短试验周期
3)相中两节实测电容值相差超5
1)相中两节实测电容值差指实测电容两单元额定电压倒数差
2) 测量电容式电压互感器分压电容器C1C2时推荐采正接法反接〔屏蔽〕法防止采激法测量C2
3〕采电磁单元作电源测量电容式电压互感器分压电容器C1C2电容量tanδ时应制造厂说明书进行般控制中压端子电压超25kV保证安测量C2时应防止补偿电抗器两端限压元件损坏C2电容量产品应适降低试验电压
3
tanδ
1)交接时
2)投运1年
4〕必时
10kVtanδ值数值：
1〕油纸绝缘 0005
2〕膜纸复合绝缘
交接时 0002
运行中 0004
1〕tanδ值符合求时额定电压复测复测值符合10kV求继续投运
2〕电容式电压互感器电容分压器假设中压抽头引出采整节电容分压器反接法测量〔端加压中间变压器接点翻开〕
4
渗漏油检查
1)交接时
2)巡视时
漏油时停止
观察法
5
低压端绝缘电阻
1)交接时
2) 投运1年
3〕3年
4〕必时
般低100MΩ
采2500V兆欧表
6
局部放电试验
必时
预加电压08×13Um持续时间10s然测量电压11Um保持1min局部放电量般10pC
1)试验时电容式电压互感器电容分压器必须中间变压器分〔拆〕开
2〕绝缘性密封疑心时应进行
3〕节组合耦合电容器分节试验
7
交流耐压试验
必时
试验电压出厂试验电压80
1)试验时电容式电压互感器电容分压器必须中间变压器分〔拆〕开
2〕绝缘性密封疑心时应进行
3〕节组合耦合电容器分节试验





序号
工程
周期
求
说 明
8
带电测试
1年
1)电容值偏差超出额定值5
～＋10范围时应停电进行试验
2)次测量相电容值变化超±10时应停电进行试验
3)电容值出厂试验值相差超±5时应增加带电测量次数假设测量数根稳定继续运行
1)运行电压电流表电流变换器测量流耦合电容器接线工作电流时记录运行电压然计算电容值
2)台两节组成耦合电容器仅整台进行测量判断方法中偏差限值均2方法适台三节四节组成耦合电容器
9
红外测温

参DLT664
红外热仪测量


电容式电压互感器电容分压器电容值出厂值相差超出±2范围时电容分压器分压出厂试验实测分压相差超2时准确度05级02级互感器应进行准确度试验
局部放电试验试验工程判断电容器绝缘疑问时进行放电量超规定时应综合判断局部放电量明显增长时般应加强监视

113 断路器断口联电容器
断路器断口联电容器试验工程周期求见表113
表113 断路器电容器试验工程周期求
序号
项 目
周 期
求
说 明
1
极间绝缘电阻
1)交接时
2)3年
3)断路器修
4)必时
般低5000MΩ
采2500V兆欧表
2
电容值
1)交接时
2)3年
3)断路器修
4)必时
电容值偏差额定值±5范围
交流电桥法
3
tanδ
1)交接时
2)3年
3)断路器修
4)必时
10kVtanδ值数值：
1〕油纸绝缘 0005
2〕膜纸复合绝缘
交接时 0002
运行中 0004
tanδ值超出0005应解开断口单独电容器进行介质损耗测量
4
渗漏油检查
1)交接时
2)巡视时
漏油时停止
观察法


114 集合式电容器
集合式电容器试验工程周期求见表114
表114 集合式电容器试验工程周期求
序号
项 目
周 期
求
说 明
1
相间极壳绝缘电阻
1)交接时
2)投运前
3)投运前3年15年年1次余3年
4)吊芯修理
行规定般1000 MΩ
1)采2500V兆欧表
2)试验时极间应短路线短接
3〕仅六套三相电容器测量相间绝缘电阻
2
电容值
1)交接时
2)投运前
3)投运前3年15年年1次余3年
4)吊芯修理
1) 相电容值偏差应额定值5〜+10范围出厂值96
2)三相中两线路端子间测电容值值值106
3)相三套引出电容器组应测量两套间电容量值出厂值相差±5范围

3
相间极壳交流耐压试验
1)交接时
2)必时
3)吊芯修理
试验电压出厂值80
仅六套三相电容器进行相间耐压
4
绝缘油
击穿电压
kV
1)交接时
2) 投运前3年15年年1次余3年
3)吊芯修理
投运前
15kV ≥30
15～35kV ≥35
运行中
15kV ≥25
15～35kV ≥30

5
渗漏油检查
巡视时
漏油应修复
观察法
6
击合闸
交接时
电网额定电压击合闸3次闪络熔断器熔断等异常现象

7
红外测温

参DLT664
红外热仪测量


115 高压联电容器装置
装置中开关联电容器电压互感器电流互感器串联电抗器放电线圈母线支架避雷器二次回路规程关规定
单台保护熔断器试验工程周期求见表115
表115 单台保护熔断器试验工程周期求
序号
项 目
周 期
求
说 明
1
直流电阻
1)交接时
2)必时
出厂值相差20

2
检查外壳弹簧情况
1)交接时
2)必时
明显锈蚀现象弹簧拉力明显变化工作位置正确指示装置卡死等现象


116 阻波器调谐电容器
阻波器调谐电容器试验工程周期求见表116
表116 阻波器调谐电容器试验工程周期求
序号
项 目
周 期
求
说 明
1
极间绝缘电阻
1)交接时
2)修
3)必时
出厂值次相明显变化
采1000V兆欧表
2
电容值
1)交接时
2)修
3)必时
电容值偏差额定值±5范围
交流电桥法
3
tanδ
1)交接时
2)修
3)必时
额定电压tanδ值数值：
1〕油纸绝缘 0005
2〕膜纸复合绝缘
交接时 0002
运行中 0004

4
渗漏油检查
1)交接时
2)巡视时
漏油时停止
观察法
5
红外测温
1)1年
2)必时
DLT664执行
红外热仪测量


阻波器调谐电容器组总电容值应满足阻波器调谐求

117 调容式消弧线圈补偿装置电容器
调容式消弧线圈补偿装置电容器试验工程周期求见表117
表117 调容式消弧线圈补偿装置电容器试验工程周期求
序号
项 目
周 期
求
说 明
1
极间极绝缘电阻
1)交接时
2)3年
3)修
4)必时
出厂值次相明显变化
采1000V兆欧表
2
电容值
1)交接时
2)3年
3)修
4)必时
电容值偏差额定值±5范围
交流电桥法电压电流法
3
tanδ
1)交接时
2)修
3)必时
额定电压tanδ值数值：
1〕油纸绝缘 0005
2〕膜纸复合绝缘
交接时 0002
运行中 0004

4
渗漏油检查
1)交接时
2)巡视时
漏油时停止
观察法
5
红外测温
1)3年
2)必时
DLT664执行
红外热仪测量



12 绝缘油六氟化硫气体
121 变压器油
新变压器油验收应GB2536SH0040规定
变压器油试验工程周期求见表121
设备投运条件会导致油质老化速度设备油pH值接44颜色骤然变深指标接允许值合格时应缩短试验周期增加试验工程必时采取处理措施
发现油闪点降时应GBT17623分析油中溶解气体组分含量DLT722进行判断查明原
表121 变压器油试验工程周期求
序号
项 目
周 期
求
说 明
投运前
运行中
1
外观
1)注入设备前新油
2〕运行中取油样时进行
透明杂质悬浮物
1〕油样注入试中冷5℃光线充足方观察
2〕外观目测加标准号
2
水溶性酸
pH值
1)注入设备前新油
2) 必时
>54
≥42
GBT7598进行试验
3
酸值
mgKOHg
1)注入设备前新油
2) 必时
≤003
≤01
GBT264进行试验
4
闪点(闭口)℃
1)准备注入设备新油
2〕注入500kV设备新油
3) 必时
≥140(10号25号油)
≥135(45号油)
1〕新油原始测量值相低10℃
2〕应次测定值低5℃
GBT261进行试验
5
水分
mgL
1)准备注入110kV设备新油
2〕注入500kV设备新油
3) 220～500kV6月110kV1年35kV3年
4〕必时
110kV≤20
220kV≤15
500kV≤10
110kV≤35
220kV≤25
500kV≤15
GBT7600GBT7601进行试验
6
击穿电压
kV
1)注入设备前新油
2〕投运前修
3) 220～500kV6月110kV1年35kV3年
4〕必时
35kV ≥35
110〜220kV≥40
500kV≥60
35kV ≥30
110〜220kV≥35
500kV≥50
电极形状应严格相应试验方法规定执行表中指标指板电极言球形球盖型电极应考虑换算参考GBT507DLT4299
7
切换选择开关油室绝缘油击穿电压kV
1） 交接时
2〕修时
3〕6月1年分接变换2000～4000次
交接修时变压器体相
运行中30kV30kV时停止动控制器25kV时停止分接变换
1)应符合制造厂规定
2〕运行中ZY型分接开关油室绝缘油含水量40ppm〔110kV分接开关作规定〕


序号
项 目
周 期
求
说 明
投运前
运行中
8
界面张力(25℃)
mNm
1)准备注入110kV设备新油
2〕注入500kV设备新油
3〕必时
≥35
≥19
GBT6541进行试验
9
tanδ(90℃)
1)准备注入设备新油
2〕注入110kV设备新油
3〕220～500kV 1年110kV 3年
4〕必时
220kV≤0010
500kV：新油≤0005
注入设备≤0007

220kV≤004
500kV≤002
GBT5654进行试验
10
体积电阻率(90℃)
Ω∙m
1)准备注入110kV设备新油
2〕注入500kV设备新油
3〕必时
≥6×1010
500kV≥1×1010220kV≥5×109
1〕DLT421GBT5654进行试验
2〕油样求时进行tanδ项试验
11
油中含气量(体积分数)
1)注入500kV设备前新油
2〕500kV 1年
3〕必时
220kV≤3
500kV≤1
220kV≤5
500kV≤3
DLT450DLT423进行试验
12
油泥沉淀物(质量分数)

必时
<002(忽略计)
GBT511试验假设测量油泥含量试验采乙醇—苯(14)油泥洗衡重容器中称重
13
析气性〔500kV〕
必时
报告
IEC 60628〔A〕GBT 11142进行
14
带电倾
必时
报告
DLT 1095进行
15
腐蚀性硫
1〕交接时〔110kV〕
2〕必时
非腐蚀性
DIN 51353SHT 0804ASTM D1275B进行
16
油中颗粒度〔500kV〕
必时
报告
DLT 432进行
17
油中溶解气体色谱分析
变压器电抗器 见第5章
互感器 见第6章
套 见第8章
电力电缆 见第10章
取样试验判断方法GB7597SD304GBT
7252规定进行
注：1 全密封式设备互感器易取样补充油应制造厂规定决定否采样
2 载调压开关变压器油试验工程周期求制造厂规定
3 互感器套油试验应结合油中溶解气体色谱分析进行工程周期见相关章节
4 变压器电抗器取样油温40℃～60℃

1215 关补充油混油规定
12151 关补充油规定
121511 充油电气设备已充入油(运行油)量缺乏需补加定量油品达电气设备标准油量行程称补充油〞电气设备原已充入油品称已充油〞拟补加油品称补加油〞补加油量占设备总油量分额称补加分额〞已充油混入补加油成补油〞
12 补加油宜采已充油油源牌号添加剂类型油品补充油(新油已油)项特性指标应低已充油
13 补加油补加分额5特已充油特性指标已接表121表122规定运行油质量指标极限值时导致补油迅速析出油泥补充油前应预先额定补加分额进行油样混合试验(DLT4297油泥析出测定法)确定沉淀物产生介质损耗数已充油数值方进行补充油程
14 补加油源牌号添加剂类型已充油应遵守12规定外应预先预定补加分额进行混合油样老化试验(DLT4296定方法)老化试验混合样质量低已充油质量方进行补充油程补加油牌号已充油时应实测混合油样凝点确认否符合环境求
2 关混油规定
21 尚未充入电气设备两种两种油品相混合行程称混油〞
22 混油求应关补充油规定〞
23 油样混合应实际混合致实际详采11例混合


122 SF6气体
SF6新气货充入设备前应表122进行验收抽检率总气瓶数十分三余批相出厂日期测定湿度纯度
表122 新六氟化硫气体质量指标
序号
项 目
单位
指标
方法
1
纯度〔六氟化硫〕
质量分数％
≥999
DLT 920六氟化硫气体中空气四氟化碳气相色谱测定法
2
空气〔N2+O2〕
质量分数％
≤004
DLT 920
3
四氟化碳
质量分数％
≤004
DLT 920
4
湿度
水分〔20℃〕
μgg
≤5
DLT 915六氟化硫气体湿度测定法(电解法)DLT 914六氟化硫气体湿度测定法〔重量法〕
露点〔20℃〕
℃
≤497
DLT 915DLT 506六氟化硫电气设备中绝缘气体湿度测量方法
5
酸度〔HF计〕
μgg
≤02
DLT 916六氟化硫气体酸度测定法
6
水解氟化物〔HF计〕
μgg
≤10
DLT 918六氟化硫气体中水解氟化物含量测定法
7
矿物油
μgg
≤4
DLT 919六氟化硫气体中矿物油含量测定法(红外光谱分析法)
8
毒性
生物试验
毒
DLT 921六氟化硫气体毒性生物试验方法

交接时修SF6气体充入电气设备24h前方进行试验
关补气气体混合规定：
a) 补气体必须符合新气质量标准补气时应注意接头路枯燥
b) 符合新气质量标准气体均混合
交接时修运行中SF6气体试验工程周期求见表123试验周期设备试验周期时应设备试验周期进行
表123 SF6气体试验工程周期求
序号
项 目
周 期
求
说 明
1
湿度
(20℃体积分数)
μLL
1)交接时
2)新装修运行1年1次异常3年1次
3)修
4)必时
1)断路器灭弧室气室交接修150运行中300
2)气室设备交接修250运行中：额定气压≤025Mpa1000额定气压>025Mpa500
1)DLT914DLT915DLT506进行
2)必时：
—新装修1年复测湿度符合求
—年漏气率超1制造厂求
—设备异常时
2
密度(标准状态)kgm3
必时
616
DLT917六氟化硫气体密度测定法进行
3
毒性
必时
毒
DLT921进行
4
酸度〔HF计〕
μgg
必时
≤03
DLT916进行
5
四氟化碳(质量分数)
必时
1)交接时修≤005
2)运行中≤01
3〕原始测定值00001时应引起注意
DLT920进行
6
空气(质量分数)
必时
1)交接时修≤01
2)运行中≤02
DLT920进行
7
水解氟化物〔HF计〕μgg
必时
≤10
DLT918进行
8
矿物油
μgg
必时
≤10
DLT919进行
9
纯度〔六氟化硫质量分数〕
1)交接时
2〕修
3)必时
1)交接时修≥98
2)运行中≥97

10
关杂质组分〔SO2HFH2S〕

1)交接时
2)新装修运行1年1次异常3年1次
3)修
4)必时
1〕交接时记录原始值
2〕初始值次试验结果相应明显变化

1〕标准制订中
2〕必时：
—运行中出现异常响声
—疑心绝缘障时
—发生部障绝缘击穿
11
SF6气体泄漏试验
1)交接时
2)修
3)必时
1〕存明显漏点
2〕年漏气率1制造厂更严格求
1)采六氟化硫气体泄漏检测仪进行定性检漏发现漏点采包扎法〞进行定量检测
2)电压等级较高断路器GIS等体积局部包扎法检漏
3〕检测点密封部位包扎历时5h测SF6气体含量(体积分数)30μLL
4)必时：
—疑心密封良
—压力表压力继电器显示压力异常


13 避雷器
131 普阀磁吹型避雷器
普阀磁吹型避雷器试验工程周期求见表131
表131 普阀磁吹型避雷器试验工程周期求
序号
工程
周 期
求
说 明
1
绝缘电阻
1)交接时
2)3年
3) 疑心缺陷时
1)FZ(PBCLD)FCZFCD型避雷器绝缘电阻值出厂值前次类型测量数进行拟应显著变化
2)FS型避雷器绝缘电阻应低2500MΩ
1)采2500V兆欧表
2)FZFCZFCD型检查联电阻通断接触情况
2
电导电流串联组合元件非线性数差值
1)交接时
2)3年
3)修
4) 疑心缺陷时
1)FZFCZFCD型避雷器电导电流参考值见附录E制造厂规定值应历年数拟应显著变化
2)相串联组合元件非线性数差值应005电导电流相差值()应30
3)试验电压：
1)整流回路中应加滤波电容器电容值般001〜01μF应高压侧测量电流
2)两元件组成避雷器应元件进行试验
3)非线性数差值电导电流相差值计算见附录E
4)带电测试方法进行测量测量结果疑问时应根停电测量结果作出判断
5)FZ型避雷器非线性数差值005电导电流合格允许作换节处理换节非线性数差值应005
6)运行中PBC型避雷器电导电流般应300〜400μA范围
元件额定
电压kV
3
6
10
15
20
30
试验电压
U1 (kV)



8
10
12
试验电压
U2 (kV)
4
6
10
16
20
24

3
运行电压交流泄漏电流
1)年雷雨季节前
2) 疑心缺陷时
1)应注意相历次试验结果拟时应注意相间试验结果拟
2)泄漏电流相间差值达1倍次数拟增加50％时应该分析原加强监测必时进行停电测试
1〕具备带电测试条件进行
2〕没安装线监测装置季度1次
4
工频放电电压
1)交接时
2)3年
3) 疑心缺陷时
1)FS型避雷器工频放电电压范围：
带非线性联电阻避雷器解体修进行
额定电压kV
3
6
10
放电电
压kV
交接时
9~11
16~19
26~31
运行中
8~12
15~21
23~33
2)FZFCZFCD型避雷器电导电流值FZFCZ型避雷器工频放电电压参考值见附录E
5
底座绝缘电阻
1)交接时
2)3年
3) 疑心缺陷时
低5MΩ
采2500V兆欧表


序号
工程
周 期
求
说 明
6
检查放电计数器动作情况
1)交接时
2)3年
3) 疑心缺陷时
测试3〜5次均应正常动作

7
检查密封情况
疑心缺陷时
避雷器腔抽真空(300〜400)´133Pa5min部气压增加应超100Pa

8
红外测温

参DLT664
红外热仪测量

注：1〕变压器10kV侧变压器中性点避雷器变压器试验周期
2〕阻波器避雷器阻波器试验周期

132 金属氧化物避雷器
金属氧化物避雷器试验工程周期求见表132
表132 金属氧化物避雷器试验工程周期求
序号
项 目
周 期
求
说 明
1
绝缘电阻
1)交接时
2)投运前
3)3年
4)疑心缺陷时
1)35kV低2500MΩ
2)35kV低1000MΩ
采2500V兆欧表
2
直流1mA电压(U1mA)075U1mA泄漏电流
1)交接时
2)投运前
3)3年
4)疑心缺陷时
1)低GB11032规定值
2)U1mA实测值初始值制造厂规定值拟变化应±5
3)075U1mA泄漏电流应50μA
1)记录试验时环境温度相湿度测量电流导线应屏蔽线
2)初始值系指交接试验投产试验时测量值
3)避雷器疑心缺陷时应时进行交流试验
4〕10kV开关柜母线避雷器结合开关柜停电试验进行变低压侧变压器中性点避雷器结合变停电试验进行
3
运行电压交流泄漏电流
1)35kV投运时
2)110kV新投36月
3〕年雷雨季节前
4) 疑心缺陷时
1)测量运行电压全电流阻性电流功率损耗测量值初始值拟应明显变化
2)测量值初始值拟阻性电流增加50％时应该分析原加强监测适缩短检测周期阻性电流增加1倍时应停电检查

1)应记录测量时环境温度相湿度运行电压测量宜外套外表枯燥时进行应注意相间干扰影响
2)没安装线监测装置季度1次
3〕避雷器(放电计数器)带全电流线检测装置代工程试验应定期记录读数(少3月次)发现异常应时带电停电进行阻性电流测试
4
工频参考电流工频参考电压
1)35kV交接时
2) 疑心缺陷时
应符合GB11032制造厂规定
1)测量环境温度20±15℃
2)测量应节单独进行整相避雷器节合格宜整相更换


序号
项 目
周 期
求
说 明
5
底座绝缘电阻
1)交接时
2)投运前
3)疑心缺陷时
5MΩ
采2500V兆欧表
6
检查放电计数器动作情况
1)交接时
2)投运前
3)3年
4)疑心缺陷时
测试3〜5次均应正常动作

7
红外测温

参DLT664
1)采红外热相仪
2)发现温度异常时应停电检查
注：1〕220kV单节500kV两节结构避雷器序号2序号4选择项进行
2〕年定期进行运行电压全电流阻性电流带电测量序号1256工程做定期试验
3〕变压器10kV侧变压器中性点避雷器变压器试验周期
4〕阻波器避雷器阻波器试验周期

133 GIS金属氧化物避雷器
GIS金属氧化物避雷器试验工程周期求见表133
表133 GIS金属氧化物避雷器试验工程周期求
序号
项 目
周 期
求
说 明
1
运行电压交流泄漏电流
1) 110kV新投36月
2〕年雷雨季节前
3)疑心缺陷时
1)测量全电流阻性电流功率损耗测量值初始值拟应明显变化
2)阻性电流增加50％时应分析原加强监测缩短检测周期阻性电流增加1倍时必须停电检查
1)采带电测量方式测量时应记录运行电压
2)避雷器(放电计数器)带全电流线检测装置代工程试验应定期记录读数(少3月次)发现异常应时进行阻性电流测试
2
检查放电计数器动作情况
1)交接时
2)3年
3) 疑心缺陷时
测试3～5次均应正常动作


134 线路金属氧化物避雷器
线路金属氧化物避雷器试验工程周期求见表134
表134 线路金属氧化物避雷器试验工程周期求
序号
项 目
周 期
求
说 明
1
体绝缘电阻
1)交接时
2)必时
1)35kV低2500MΩ
2)35kV低1000MΩ
采2500V兆欧表
2
体直流1mA电压U1mA075U1mA泄漏电流
1)交接时
2)必时
1)低GB11032规定值
2)U1mA实测值初始值制造厂规定值拟变化应±5
3)075U1mA泄漏电流应50μA

3
体运行电压交流泄漏电流
1)交接时
2)必时
1)测量全电流阻性电流功率损耗测量值初始值拟应明显变化
2)阻性电流增加50％时应分析原阻性电流增加1倍时应退出运行

4
体工频参考电流工频参考电压
1)交接时
2)必时
应符合GB11032制造厂规定


5
检查放电计数器动作情况
1)交接时
2)必时
测试3～5次均应正常动作



序号
项 目
周 期
求
说 明
6
复合外套串联间隙支撑件外观检查
1)交接时
2)必时
1)复合外套支撑件外表应明显较面积缺陷(破损开裂等)
2)串联间隙应明显变形

7
红外测温
1) 新投运半年测量次运行年年雷雨季前1次
2)必时
1)参DLT664
2)发现温度异常时应退出运行
串联间隙避雷器作求
注：必时：外观检查疑心障时

135 避雷器带电试验
a〕系统电压等级35kV金属氧化物避雷器带电测试代定期停电试验500kV金属氧化物避雷器应3年进行次停电试验
b〕35kV阀式避雷器带电测试代停电试验标准行规定
c〕金属氧化物避雷器测试容运行电压全电流阻性电流功率损耗判标准见表132序号3

14 母线
141 封闭母线
封闭母线试验工程周期求见表141
表141 封闭母线试验工程周期求
序号
项 目
周 期
求
说 明
1
绝缘电阻
1)交接时
2)6年
3〕修时
1)额定电压15kV全连式离相封闭母线常温分相绝缘电阻值50MΩ
2)6kV箱封闭母线常温分相绝缘电阻值6MΩ
采2500V兆欧表
2
交流耐压试验
1)交接时
2) 6年
3〕修时
额定电压kV
试验电压kV


出厂
现场
≤1
42
32
6
42
32
10
42
38
3
红外测温
1年

1)参DLT664
2)发现温度异常时应退出运行


142 般母线
般母线试验工程周期求见表142
表142 般母线试验工程周期求
序号
项 目
周 期
求
说 明
1
绝缘电阻
1)交接时
2)修时
3)必时
应低1MΩkV
2500V兆欧表
2
交流耐压试验
1)交接时
2)修时
3)必时
额定电压1kV时试验电压参支柱绝缘子悬式绝缘子〞规定额定电压1kV时试验电压1kV
绝缘子元件均通交流耐压试验时进行项试验
3
红外测温
1年

1)参DLT664
2)发现温度异常时应退出运行


143 绝缘型母线
绝缘型母线试验工程周期求见表143
表143 绝缘型母线试验工程周期求
序号
项 目
周 期
求
说 明
1
外观检查
1〕投运前
2〕年1次
3〕必时
外表光洁伤痕

2
绝缘绝缘电阻
1〕交接时
2〕3年
3〕修前
4〕必时
1〕交接时低15000MΩ·m
2〕绝缘电阻值次试验值相应明显变化
采5000V兆欧表
3
外护层绝缘电阻
1〕交接时
2〕3年
3〕修前
4〕必时
1〕交接时低500MΩ·m
2〕绝缘电阻值次试验值相应明显变化
采500V兆欧表
4
导体直流电阻电阻率检测
1〕交接时
2〕必时
1〕交接时直流电阻设计计算值相符电阻率19×10 8 Ω•m〔20℃〕
2〕次试验值相应明显变化
施加电流100A进行测量
5
接屏接线点接检测
1〕交接时
2〕必时
接线形成点接
采500V兆欧表
6
外护层交流耐压试验
1〕交接时
2〕3年
3〕修前
4〕必时
交接时3kV5000V兆欧表代

7
绝缘介质损耗数电容量测量
1〕投运前
2〕3年
3〕修前
4〕必时
1)10kV电压
交接时tanδ≤0007(暂定)
运行中tanδ≤0010(暂定)
2)电容值出厂值次相偏差超±10
试验电压加10kV加高电压准
8
绝缘工频耐压试验
1〕交接时
2〕3年
3)修
4〕必时
施加电压85kV〔35kV等级〕38kV〔10kV等级〕闪络击穿
GBT16927
9
局部放电试验
必时
15Um视放电量20pC
条件时测量GBT18889
10
型母线绝缘外护套层感应电压测量
1〕投运时
2〕年1次
3〕修前
4〕必时
运行电压外护套层感应电压应低24V出厂值相符
高阻电压表检测
11
外屏蔽接线接电流测量
1〕投运时
2〕年1次
3〕修前
4〕必时
运行电压接电流应理计算值出厂值相符
采钳形毫安表测量
12
红外热成测温
1〕投运时
2〕年1次
3〕修前
4〕必时
温度温升值应超出厂数值
启动试运行条件变压器带负荷时进行


15 二次回路
二次回路试验工程周期求见表15
表15 二次回路试验工程周期求
序号
工程
周 期
求
说 明
1
绝缘电阻
1)交接时
2)定检时
3)更换二次线时
1)直流母线控制盘电压母线断开联支路时应2MΩ
2)二次回路支路断路器修隔离开关操作机构电源回路2MΩ拟潮湿方允许降05MΩ
采500V1000V兆欧表
2
交流耐压试验
1)交接时
2)修时
3)更换二次线时
试验电压1000V2500V兆欧表代制造厂规定
1) 48V回路做交流耐压试验
2)带电子元件回路试验时应取出两端短接

16 1kV配电装置电力布线
1kV配电装置电力布线试验工程周期求见表16
表16 1kV配电装置电力布线试验工程周期求
序号
项 目
周 期
求
说 明
1
绝缘电阻
1)交接时
2)设备修时
1)配电装置段绝缘电阻应05MΩ
2)电力布线绝缘电阻般05MΩ
1)采1000V兆欧表
2)测量电力布线绝缘电阻时应熔断器电设备电器仪表等断开
2
配电装置交流耐压试验
1)交接时
2)设备修时
试验电压1000V2500V兆欧表代
配电装置耐压相48V配电装置做交流耐压试验
3
检查相位
1)交接时
2)更动设备接线时
相两端连接回路相位应致

注：1)配电装置指配电盘配电台配电柜操作盘载流局部
2)电力布线进行交流耐压试验

17 1kV架空电力线路
1kV架空电力线路试验工程周期求见表17
表17 1kV架空电力线路试验工程周期求
序号
项 目
周 期
求
说 明
1
检查导线连接连接情况
1)交接时
2)3年
3)线路检修时
1)外观检查异常
2)连接压接尺寸外形应符合求
铜线连接检查周期延长5年
2
悬式绝缘子串零值绝缘子检测(110kV)
见表9


序号
项 目
周 期
求
说 明
3
线路绝缘电阻(带电行线路时测)
1)交接时
2)线路检修
行规定
采2500V兆欧表
4
检查相位
1)交接时
2)线路连接变动时
线路两端相位应致

5
间隔棒检查
1)3年
2)线路检修时
状态完松动胶垫脱落等情况

6
阻尼设施检查
1)3年
2)线路检修时
磨损松动等情况

7
绝缘子外表等值附盐密度
1〕2年
2〕必时
参附录B污秽等级应附盐密度值检查测盐密值污秽等级否致结合运行验测量值作调整耐污绝缘水监督绝缘安运行盐密值超规定时应根情况采取调爬清扫涂料等措施
污秽区积污重时期进行测量根线路污秽状况10～30km选串悬垂绝缘子测试
8
110kV线路工频参数
1)交接时
2)线路变更时
应设计值接
根继电保护电压等专业求进行
9
击合闸试验
1)交接时
2线路修
额定电压空载线路击合闸试验应进行3次合闸程中线路绝缘应损坏
条件时击合闸前110kV线路宜先进行递升加压试验
10
红外测温
110kV线路投运1年测量1次根巡视结果断定
DLT664执行
针导线压接跳线连接板进行
注：关架空电力线路离距离离建筑物距离空气间隙交叉距离跨越距离检查杆塔电压保护装置接电阻测量杆塔金属局部检查导线断股检查等工程应架空电力线路电气设备接装置关规程规定进行

18 接装置
接装置试验检查工程周期求见表18












表18 接装置试验检查工程周期求
序号
项 目
周 期
求
说 明
1
效接系统电力设备接电阻
1)交接时
2)超6年
3)根该接网挖开检查结果斟酌延长缩短周期
1〕R≤2000IR≤05Ω(I＞4000A时)
式中I－接网流入中短路电流A
R－考虑季节变化接电阻Ω
2〕高土壤电阻率区接电阻规定值求技术济极合理时允许较数值5Ω必须采取措施保证发生接时该接网：
a)接触电压跨步电压均超允许数值
b)发生高电位引外低电位引
3〕设计求
1)测量接电阻时应防止土壤结构均匀影响必须布极范围土壤电阻率根均匀采种补偿法否应采远离法
2)测试时应断开线路架空线应注意中电流影响
3)预防性试验前3年必时验算1次I值校验设备接引线热稳定
4〕必时
—疑心网腐蚀时
—网改造
2
变电站接触电压跨步电压测量
1〕交接时
2〕必时
设计求
必时
—疑心网严重破坏时
—网改造
3
非效接系统电力设备接电阻
1)交接时
2)超6年
3)根接网挖开检查结果斟酌延长缩短周期
1)接网1kV设备接时接电阻R≤120I应4Ω
2)接网仅1kV设备时接电阻R≤250I应10Ω
式中I－接网流入中短路电流A
R－考虑季节变化接电阻Ω
1〕测试时应消线路架空线造成影响
2〕必时
—疑心网腐蚀时
—网改造
4
1kV电力设备接电阻
1)交接时
2)超6年
接装置类电力设备总容量达超100kVA时接电阻宜4Ω总容量100kVA时接电阻允许4Ω超10Ω
电源处接低压电力网(包括孤立运行低压电力网)中电设备进行接零作接零线接电阻电源设备接电阻求序号2确定相容量低压设备接电阻
5
独立微波站接电阻
1)交接时
2)超6年
宜5Ω

6
露天配电装置避雷针集中接装置接电阻
1)交接时
2)超6年
宜10Ω
接网连起测量序号13求检查接网连接情况
7
独立避雷针(线)接电阻
1)交接时
2)超6年
宜10Ω
1〕高土壤电阻率区难接电阻降10Ω时允许较数值应符合防止避雷针(线)罐体阀等击求
2〕测试时应注意网影响


序号
项 目
周 期
求
说 明
8
架空线线路杆塔接电阻
1)交接时
2)变电进出线1～2km杆塔2年
3)线路杆塔超5年
杆塔高度40m时求杆塔高度达超40m时取表值50土壤电阻率2000Ω·m接电阻难达15Ω时增加20Ω
高度40m杆塔土壤电阻率高接电阻难降30Ω采6〜8根总长超500m放射形接体连续伸长接体接电阻受限高度达超40m杆塔接电阻宜超20Ω
土壤电阻率Ω·m
接电阻
100
10Ω
100～500
15Ω
500～1000
20Ω
1000～2000
25Ω
2000
30Ω
9
架空线线路杆塔接电阻
1)交接时
2)变电进出线1～2km杆塔2年
3)线路杆塔超5年
种 类
接电阻

非效接系统钢筋混凝土杆金属杆
30Ω
中性点接低压电力网线路钢筋混凝土杆金属杆
50Ω
低压进户线绝缘子铁脚
30Ω
10
检查效接系统电力设备接引线接网连接情况
1)交接时
2)6年
3〕必时
1〕开断松脱严重腐蚀等现象
2〕初始值相变化应100％
1〕采测量接引线接网(相邻设备)间电阻值检查连接情况测数历次数拟相互拟通分析决定否进行挖开检查
2)应采通5A直流电流测量回路电阻方法检查网完整性接引线连接情况
3) 必时
疑心连接线松脱腐蚀时
11
抽样开挖检查变电中接网腐蚀情况
1)工程限已运行10年(包括改造重新运行达年限)接网
2)检查年限根前次挖开检查结果行决定
开断松脱严重腐蚀等现象
1〕土壤电阻率<10Ω·m者应缩短周期8年
2〕根电气设备重性施工安性选择5〜8点接引线进行开挖检查疑问应扩开挖范围



19 低压电器
低压电器试验工程周期求见表19
表19 低压电器试验工程周期求
序号
项 目
周 期
求
说明
1
低压电器连连电缆二次回路绝缘电阻
交接时
绝缘电阻应1MΩ拟潮湿方05MΩ

2
电压线圈动作值校验
交接时
吸合电压应额定电压85释放电压应额定电压5短时工作合闸线圈应额定电压85〜110范围分励线圈应额定电压85〜110范围均工作

3
低压电器动作情况检查
交接时
产品规定外电压液压气压额定值85〜110范围电器应工作

4
低压电器采脱扣器整定
交接时
条件进行整定误差超产品技术条件规定

5
电阻器变阻器直流电阻
交接时
符合产品技术条件规定

6
低压电器连连电缆二次回路交流耐压试验
交接时
试验电压1000V回路绝缘电阻10 MΩ时采2500V兆欧表代




















附录A
(标准性附录)
绝缘子交流耐压试验电压标准
表A 支柱绝缘子交流耐压试验电压 kV
额定电压
高工作电压
交 流 耐 压 试 验 电 压
纯 瓷 绝 缘
固 体 机 绝 缘
出 厂
交接修
出 厂
交接修
3
35
25
25
25
22
6
69
32
32
32
26
10
115
42
42
42
38
15
175
57
57
57
50
20
230
68
68
68
59
35
405
100
100
100
90
44
506

125

110
60
690
165
165
165
150
110
1260
265
265
(305)
265
240
(280)
154
1770

330

360
220
2520
495
495
495
445
330
3630
630
630


注：括号中数值适接短路电流系统





附录B
(资料性附录)
污秽等级应附盐密度值

表B1 普通悬式绝缘子(X45XP70XP160)附盐密度应污秽等级 mgcm2
污秽等级
0
1
2
3
4
线路盐密
≤003
＞003～006
＞006～010
＞010～025
＞025～035
发变电盐密
—
≤006
＞006～010
＞010～025
＞025～035
表 B2 普通支柱绝缘子附盐密度应发变电污秽等级 mgcm2
污秽等级
1
2
3
4
盐 密
mgcm2
≤002
＞002～005
＞005～01
＞01～02







附录C
(资料性附录)
橡塑电缆衬层外护套破坏进水确实定方法
直埋橡塑电缆外护套特聚氯乙烯外护套受水长期浸泡吸水者受外力破坏未完全破损时绝缘电阻均降规定值仅根绝缘电阻值降低判断外护套破损进水提出根金属电解质中形成原电池原理进行判断方法
橡塑电缆金属层铠装层涂层材料铜铅铁锌铝等金属电极电位表示：
金属种类
铜Cu
铅Pb
铁Fe
锌Zn
铝Al
电位(V)
+0334
0122
044
076
133

橡塑电缆外护套破损进水水电解质铠装层镀锌钢带会产生076V电位衬层破损进水镀锌钢带铜屏蔽层间形成原电池会产生0334(076)≈11V电位差进水时测电位差会变原电池中铜正〞极镀锌钢带负〞极
外护套衬层破损进水兆欧表测量时千米绝缘电阻值低05MΩ时万表正〞负〞表笔轮换测量铠装层铠装层铜屏蔽层绝缘电阻时测量回路形成原电池万表干电池相串联极性组合电压相加时测电阻值较反测电阻值较述两次测绝缘电阻值相差较时说明已形成原电池判断外护套衬层已破损进水
外护套破损定立修理衬层破损进水水分直接电缆芯接触会腐蚀铜屏蔽层般应快检修








附录D
(资料性附录)
橡塑电缆附件中金属层接方法
D1 终端
终端铠装层铜屏蔽层应分带绝缘绞合导线单独接铜屏蔽层接线截面25mm2铠装层接线截面应10mm2

D2 中间接头
中间接头铜屏蔽层接线铠装层连起接头两侧铠装层必须根接线相连必须铜屏蔽层绝缘接头原结构中衬层时应铜屏蔽层外部增加衬层电缆体衬层搭接处密封必须良必须保证电缆完整性延续性连接铠装层线外部必须外护套具电缆外护套相绝缘密封性必须确保电缆外护套完整性延续性



附录E
(资料性附录)
避雷器电导电流值工频放电电压值

E1 避雷器电导电流值工频放电电压值见表E1～E4
表E1 FZ型避雷器电导电流值工频放电电压值
型号
FZ10
(FZ210)
FZ35
FZ40
FZ60
FZ110J
FZ110
FZ220J
额定电压kV
10
35
40
60
110
110
220
试验电压kV
10
16
(15kV元件)
20
(20kV元件)
20
(20kV元件)
24
(30kV元件)
24
(30kV元件)
24
(30kV元件)
电导电流μA
400～600
(＜10)
400～600
400～600
400～600
400～600
400～600
400～600
工频放电电压效值kV
26～31
82～98
95～118
140～173
224～268
254～312
448～536
注：括号电导电流值应括号型号

表 E2 FS型避雷器电导电流值
型 号
FS43FS83FS43GY
FS46FS86FS46GY
FS410FS810FS410GY
额定电压kV
3
6
10
试验电压kV
4
7
10
电导电流μA
10
10
10

表E3 FCZ型避雷器电导电流值工频放电电压值
型 号
FCZ335
FCZ335L
FCZ3110J
(FCZ2110J)
FCZ3220J
(FCZ2220J)
FCZ500J
FCX500J
额定电压kV
35
35
110
220
500
500
试验电压kV
50①
50②
110
110
160
180
电导电流μA
250～400
250～400
250～400
(400～600)
250～400
(400～600)
1000～1400
500～800
工频放电电压效值kV
70～85
78～90
170～195
340～390
640～790
680～790
注：① FCZ3354000m(包括4000m)海拔应加直流试验电压60kV
② FCZ335L2000m海拔应加直流电压60kV
③ FCZ30DT适热带雷区

表E4 FCD型避雷器电导电流值额定电压
额定电压kV
2
3
4
6
10
132
15
试验电压kV
2
3
4
6
10
132
15
电导电流μA
FCD50～100FCDFCD3超10FCD25～20





E2 点说明：
1)电导电流相差值()系指电导电流电导电流差电导电流
2)非线性数式计算
αlog(U2U1)log(I2I1)
式中 U1U2——表131序号2中规定试验电压
I1I2——U1U2电压电导电流
3)非线性数差值指串联元件中两元件非线性数差

E3 金属氧化物避雷器局部带电测试数见表E5
表E5 MOA带电测试数
厂家
统计相次
Ix全电流〔μArms〕
Ir阻性电流〔μAPeak〕
IrIx〔％〕
西瓷
90
272～953
85～317
206～369
抚瓷
44
440～717
100～222
171～317
良乡
54
333～984
71～274
179～365
注：系统电压等级110～220kV






附录F
(资料性附录)
油浸电力变压器绕组直流泄漏电流参考值
额定电压(kV)
试验电压
峰值(kV)
温度时绕组泄漏电流值(μA)
10℃
20℃
30℃
40℃
50℃
60℃
70℃
80℃
2〜3
5
11
17
25
39
55
83
125
178
6〜15
10
22
33
50
77
112
166
250
356
20〜35
20
33
50
74
111
167
250
400
570
110〜220
40
33
50
74
111
167
250
400
570
500
60
20
30
45
67
100
150
235
330


附录G
(标准性附录)
高压电气设备工频耐压试验电压标准
额定电压
高工作电压
1min工频耐压电压效值(kV)
油浸电力变压器油浸电抗器
干式电力变压器
电压电流
互感器
断路器
干式
电抗器
套
隔离开关
纯瓷纯瓷充油绝缘
固体机绝缘油浸电容式干式SF6式
kV
kV
出厂
交接
修
出厂
交接
修
出厂
交接
修
出厂
交接
修
出厂
交接
修
出厂
交接
修
出厂
交接
修
出厂
交接
修
3
36
18
15
10
85
25
22
25
22
25
25
25
25
25
22
25
25
6
72
25
21
20
17
30
27
32
29
30
30
30
30
30
27
32
32
10
12
35
30
28
24
42
38
42
38
42
42
42
42
42
38
42
42


35
30


48
43






48
48
15
18
45
38
38
32
55
50
55
50
55
55
55
55
55
50
55
55
20
24
55
47
50
43
65
59
65
59
65
65
65
65
65
59
65
65
35
405
85
72
70
60
95
85
95
85
95
95
95
95
95
85
95
95


85
72


118
106






118
118
66
725
140
120


140
126
155
140
140
140
140
140
140
126
155
155
110
126
200
170


200
180
230
207
200
200
200
200
200
180
230
230




230
207
265
239
230
230
230
230
230
207
265
265
220
252
395
335


395
356
395
356
395
395
395
395
395
356
395
395




460
414
460
414
460
460
460
460
460
414
460
460
500
550
680
578


680
612
680
612
680
680
680
680
680
612
680
680




740
666
800
680
740
680
740
680
740
666
800
800
注：1〕运行中试验电压值出厂试验电压值08倍假设出厂试验值出厂试验值表中低档数值执行
2〕额定电压1kV油浸电力变压器交接试验电压4kV干式电力变压器26kV
3〕油浸电抗器消弧线圈采油浸电力变压器试验标准
4〕假设出厂时未进行工频耐压试验现场交接试验出厂值进行

附录H
(资料性附录)
带电设备红外诊断方法判断
(摘录DLT664—2021带电设备红外诊断应标准)

H1 判断方法
H11外表温度判断法
适电流致热型电磁效应引起发热设备根测设备外表温度值GBT 11022中高压开关设备控制设备种部件材料绝缘介质温度温升极限关规定〔详细规定见表H1〕结合环境气候条件负荷进行分析判断
H12类拟判断法
根组三相设备相设备间类设备间应部位温差进行拟分析电压致热型设备应结合H13条进行判断电流致热型设备应结合H14条进行判断
H13图特征判断法
适电压致热型设备根类设备正常状态异常状态热图判断设备否正常注意应量排种干扰素图影响必时结合电气试验化学分析结果进行综合判断
H14相温差判断法
适电流致热型设备特负荷电流致热型设备采相温差判断法降低负荷缺陷漏判率
H15档案分析判断法
分析设备时期温度场分布找出设备致热参数变化判断设备否正常
H16 实时分析判断法
段时间红外热仪连续检测某测设备观察设备温度负载时间等素变化方法
H2 诊断判
H21电流致热型设备判断
电流致热型设备判断详细见表H2
H22电压致热型设备判断
电压致热型设备判断详细见表H3
H23综合致热型设备判断
缺陷两种两种素引起应综合判断缺陷性质磁场漏磁引起热电流致热型设备判进行处理
表H1高压开关设备控制设备种部件材料绝缘介质温度温升极限
部件材料绝缘介质类
〔见说明1说明2说明3〕
值
温度 ℃
周围空气温度超40℃时温升 K
触头〔见说明4〕
　
　
〔1〕裸铜裸铜合金
　
　
1〕空气中
75
35
2〕SF6(六氟化硫〕中〔见说明5〕
105
65
3〕油中
80
40
〔2〕镀银镀镍〔见说明6〕
　
　
1〕空气中
105
65
2〕SF6(六氟化硫〕中〔见说明5〕
105
65
3〕油中
90
50
〔3〕镀锡〔见说明6)
　
　
1〕空气中
90
50
2〕SF6(六氟化硫〕中〔见说明5〕
90
50
3〕油中
90
50
螺栓等效联结〔见说明4〕
　
　
〔1〕裸铜裸铜合金裸铝合金
　
　
1〕空气中
90
50
2〕SF6(六氟化硫〕中〔见说明5〕
115
75
3〕油中
100
60
〔2〕镀银镀镍
　
　
1〕空气中
115
75
2〕SF6(六氟化硫〕中〔见说明5〕
115
75
3〕油中
100
60
〔3〕镀锡
　
　
1〕空气中
105
65
2〕SF6(六氟化硫〕中〔见说明5〕
105
65
3〕油中
100
60
裸金属制成镀层触头联结
见说明7
见说明7
螺钉螺栓外部导体连接端子〔见说明8〕
　
　
1〕裸
90
50
2〕镀银镀镍镀锡
105
65
3〕镀层
见说明7
见说明7
油断路器装置油〔见说明9说明10〕
90
50
作弹簧金属零件
见说明11
见说明11


表H1高压开关设备控制设备种部件材料绝缘介质温度温升极限〔续〕
部件材料绝缘介质类
〔见说明1说明2说明3〕
值
温度 ℃
周围空气温度超40℃时温升 K
绝缘材料等级绝缘材料接触金属材料〔见说明12〕
　
　
1〕Y
90
60
2〕A
105
65
3〕E
120
80
4〕B
130
90
5〕F
155
115
6〕瓷漆：油基
100
60
合成
120
80
7〕H
180
140
8〕C绝缘材料
见说明13
见说明13
触头外油接触金属绝缘件
100
60
触部件
　
　
1〕正常操作中触
70
30
2〕正常操作中需触
80
40

说明1：功部件属表列出种类种情况允许高温度温升值相关类中低值
说明2：真空开关装置温度温升极限值适处真空中部件余部件应该超表出温度温升值
说明3：应注意保证周围绝缘材料遭损坏
说明4：接合零件具镀层零件裸露材料制成允许温度温升应该：
a〕触头表项1中低允许值外表材料值
b〕联结表项2中高允许值外表材料值
说明5：六氟化硫指纯六氟化硫六氟化硫氧气体混合物
注1： 存氧气六氟化硫开关设备中种触头连接温度极限加协调适宜六氟化硫环境裸铜裸铜合金零件允许温度极限等镀银镀镍零件值镀锡零件特殊情况摩擦腐蚀效应六氟化硫氧条件提高允许温度适宜镀锡零件取原值
注2： 裸铜镀银触头六氟化硫中温升正考虑中
说明6：设备关技术条件关合开断试验〔果话〕短时耐受电流试验机械耐受试验镀层触头接触区应该连续镀层然触头应该作裸露〞
说明7：表H1中没出材料时应该研究性便确定高允许温升
说明8：端子连接裸导体温度温升值效
说明9：油层
说明10：采低闪点油时应特注意油汽化氧化
说明11：温度应该达材料弹性受损数值
说明12：绝缘材料分级GBT11021中出
说明13：仅损害周围零部件限


表H2 电流致热型设备缺陷诊断判

设备类部位
热特征
障特征
缺陷性质
处理建议
备注
般缺陷
严重缺陷
危急缺陷
电器设备金属部件连接
接头线夹
线夹接头中心热热点明显
接触良
温差超15K未达严重缺陷求
热点温度＞80℃δ≥80％
热点温度＞110℃δ≥95％
　
δ：相温差　
金属部件金属部件连接
接头线夹
线夹接头中心热热点明显
接触良
温差超15K未达严重缺陷求
热点温度＞90℃δ≥80％
热点温度＞130℃δ≥95％
　
　
金属导线
导线中心热热点明显
松股断股老化截面积够
温差超15K未达严重缺陷求
热点温度＞80℃δ≥80％
热点温度＞110℃δ≥95％
　
　
输电导线连接器〔耐张线夹接续修补沟线夹跳线线夹T型线夹设备线夹等〕
线夹接头中心热热点明显
接触良
温差超15K未达严重缺陷求
热点温度＞90℃δ≥80％
热点温度＞130℃δ≥95％
　
　
刀闸
转头
转头中心热
转头接触良断股
温差超15K未达严重缺陷求
热点温度＞90℃δ≥80％
热点温度＞130℃δ≥95％
　
　
刀口
刀口压接弹簧中心热
弹簧压接良
温差超15K未达严重缺陷求
热点温度＞90℃δ≥80％
热点温度＞130℃δ≥95％
测量接触电阻
　
断路器
动静触头
顶帽法兰中心热顶帽温度法兰温度
压指压接良
温差超10K未达严重缺陷求
热点温度＞55℃δ≥80％
热点温度＞80℃δ≥95％
测量接触电阻
外部温差约50K～70K
中间触头
法兰顶帽中心热法兰温度顶帽温度
压指压接良
温差超10K未达严重缺陷求
热点温度＞55℃δ≥80％
热点温度＞80℃δ≥95％
　测量接触电阻
外部温差40K～60K
电流互感器
联接
串联出线头螺杆出线夹高温度热顶部铁帽发热特征
螺杆接触良
温差超10K未达严重缺陷求
热点温度＞55℃δ≥80％
热点温度＞80℃δ≥95％
　测量次回路电阻
外部温差30K～45K
套
柱头
套顶部柱头热热
柱头部线压接良
温差超10K未达严重缺陷求
热点温度＞55℃δ≥80％
热点温度＞80℃δ≥95％
　
　
电容器
熔丝
熔丝中部电容侧热热
熔丝容量够
温差超10K未达严重缺陷求
热点温度＞55℃δ≥80％
热点温度＞80℃δ≥95％
检查熔丝
环氧遮挡
熔丝
座
熔丝座热热
熔丝熔丝座间接触良
温差超10K未达严重缺陷求
热点温度＞55℃δ≥80％
热点温度＞80℃δ≥95％
检查熔丝座







表H3 电压致热型设备缺陷诊断判
设备类
热特征
障特征
温差 K
处理建议
备注
电流互感器
10kV浇注式
体中心整体发热
铁芯短路局部放电增
4
进行伏安特性局部放电试验

油浸式
瓷套整体温升增瓷套部温度偏高
介质损耗偏
2～3　
进行介质损耗油色谱油中含水量检测
　

电压互感器〔含电容式电压互感器互感器局部〕
10kV浇注式
体中心整体发热
铁芯短路局部放电增
4
进行特性局部放电试验

油浸式
整体温升偏高中部温度
介质损耗偏匝间短路铁芯损耗增
2～3
进行介质损耗空载油色谱油中含水量测量
铁芯障特征相似温升更明显
耦合电容器
油浸式
整体温升偏高局部热发热符合逐步递减规律
介质损耗偏电容量变化老化局部放电
　
2～3
进行介质损耗测量

移相电容器
　
热般肚子部中心热图正常热高温度般宽面垂直分线三分二高度左右外表温升略高整体发热局部发热
介质损耗偏电容量变化老化局部放电
　
进行介质损耗测量
采相温差判δ＞20％均匀热
高压套
　
热特征呈现套整体发热热
介质损耗偏
2～3
进行介质损耗测量
穿墙套电缆头套温差更
热应部位呈现局部发热区障
局部放电障
油路气路堵塞
2～3
　
充油套
瓷瓶柱
热特征油面处高温度热油面明显水分界线
缺油
　
　
　
氧化锌避雷器

正常整体轻微发热较热点般部均匀节组合节温度递减引起整体发热局部发热异常
阀片受潮老化
05～1
进行直流交流试验
合成套瓷套温差更
绝缘子
瓷绝缘子
正常绝缘子串温度分布电压分布规律呈现称马鞍型相邻绝缘子温差铁帽发热中心热图正常绝缘子温度高
低值绝缘子发热〔绝缘电阻10MΩ～300MΩ〕
1
　
　
发热温度正常绝缘子低热特征绝缘子相呈暗色调
零值绝缘子发热〔0～10MΩ〕
1
　
　
热特征瓷盘〔玻璃盘〕发热区热
外表污秽引起绝缘子泄漏电流增
05
　
　
合成绝缘子
绝缘良绝缘劣化结合处出现局部热着时间延长热部位会移动
伞裙破损芯棒受潮　
05～1
　
　
球头部位热
球头部位松脱进水
05～1


电缆终端

整电缆头中心热
电缆头受潮劣化气隙
05～1
　
　
护层接连接中心发热
接良
5～10　
　
　
　
采相温差判δ＞20％均匀热
伞裙局部区域热
部局部放电
05～1　
　
根部整体性热
部介质受潮性异常
　
　
附录I
(资料性附录)
局部断路器回路电阻值

局部断路器回路电阻值见表I
表I 局部断路器回路电阻值
序号
厂家
类型
电压〔kV〕
型号
额定电流〔A〕
直阻标准〔µΩ〕
备注
1


10
3A11
630
60

2


10
3A11
1250
35

3


10
3A11
2000
25

4


10
3AF
1250
35

5


10
3AH
1250
34

6


10
3AH
2000
20

7


10
ECA
2500
15

8


10
EN10
1250
50

9


10
F200
630
40

10


10
FG2
2500
60

11


10
HB10
1250
60

12


10
HB101225C
1250
75

13


10
HPA12625
630
40

14


10
KYN11007
630
40

15


10
SN1010

100

16


10
SN1010I
630
100

17


10
SN1010I
1000
55

18


10
SN1010II
1000
60

19


10
SN1010III
3000
17消260

20


10
SN110

95

21


10
SN210

95

22


10
SN310

26消260

23


10
SN810

60消150

24


10
UBS20
800
40

25


10
VAC25150
630
40

26


10
VD4
630
30

27


10
VD4
1250
25

28


10
VD4
2000
15

29


10
VJ12A
630
60

30


10
VJ12A
1250
35

31


10
VJ12A
2000
30

32


10
VJ12B
630
60

33


10
VS1
1250
45

34


10
W1AC
630
40

35


10
ZN10
1250
50

36


10
ZN17
1250
80

37


10
ZN17
25003150
40

38


10
ZN21
2000
35

39


10
ZN21
3150
25

40


10
ZN28
1250
40

41


10
ZN28
2000
40

42


10
ZN28
2500
30

43


10
ZN28
3150
20

44


10
ZN28A
2500
30

45


10
ZN28A
12502000
40

46


10
ZN28A12
630
35

47


10
ZN28E
1250
40


序号
厂家
类型
电压〔kV〕
型号
额定电流〔A〕
直阻标准〔µΩ〕
备注
48


10
ZN28E
3150
25

49


10
ZN28E
20002500
30

50


10
ZN30
2500
30

51


10
ZN410
600
75

52


10
ZN7A10
1250
60

53


10
ZN7A10
1600
40

54


10
ZN7A10
2500
30

55


10
ZN7A10
3150
25

56


12
VMH12
630
40

57


15
VCPW
1200
35

58


175
VB5
2500
35

59


175
VB5
3150
30

60


175
VB5
1600～2000
50

61


175
VB5
800～1250
55

62


27
70SPM50A
4000
20

63


35
30SFGP35
630
70

64


35
30SFGP35
1250
40

65


35
353AF
2000
20

66


35
3P3405

80

67


35
DW235
600
400

68


35
DW235
1000
350

69


35
DW235
1500
250

70


35
DW235II
1250
300

71

油
35
DW835

250

72


35
FD4025D
1250
25

73


35
FG4
1250
48

74


35
FG4
2500
30

75


35
FP4025D
1250
25

76


35
HB35

60

77


35
HB351625C
1600
40

78


35
LW1835
2500
40

79


35
LW635
2500
35

80


35
LW835
1600
120

81


35
SW235
1000
100

82


35
SW235
1500
80

83


35
SW235
2000
40

84
美国
真空
35
VBMVBU

200

85


36
3AF
1250
20

86


36
OX36
2000
72

87


405
GIEG
1600
50

88


405
HD4
1250
50

89


405
HD4
2000
40

90


110
3AP1FG

29

91


110
3AP1FI

41

92


110
HPGE1115E

150

93
北京ABB
SF6
110
LTB145D1B
3150
40

94
沈阳
SF6
110
LW11110

70

95


110
LW14110(100SFM40A)

30

96
西安
SF6
110
LW14126

30

97
西安
SF6
110
LW14145

33

98


110
LW17110
2500
70

99

SF6
110
LW17126
2500
55
单断口
100

SF6
110
LW17145

75

序号
厂家
类型
电压〔kV〕
型号
额定电流〔A〕
直阻标准〔µΩ〕
备注
101
西安
SF6
110
LW25126

45

102


110
LW26126

60

103
顶山
SF6
110
LW6110
3150
35
单断口
104
沈阳
SF6
110
LW6110

35

105


110
S1145
3150
30

106

少油
110
SW1110
600
700

107


110
SW2110

300

108
沈阳
少油
110
SW2110I

180

109
沈阳
少油
110
SW2110II

180

110
沈阳
少油
110
SW2110III

140

111

少油
110
SW3110
1000
160

112

少油
110
SW3110G
1200
180

113

少油
110
SW4110
1000
300

114


110
SW4110IIIII
10001250
120300

115

少油
110
SW6110
1200
300

116


110
SW6110

180

117

少油
110
SW7110
1500
95

118
三菱
SF6
220
250SFM50B
2000
35

119


220
3AQ1EE

42

120


220
3AQ1EE
31504000
33±9

121


220
3AQ1EG
3150
42

122


220
ELFSL41
4000
45

123


220
ELFSL42
3150
95

124


220
ELFSL42
3150
200A时≤19mV

125

SF6
220
ELFSLA2
3150
50
单断口
126


220
ELFSP41
4000
45

127


220
FX12
2500
36

128

SF6
220
HPL245B1
4000
50

129

SF6
220
HPL245B1
4000
40

130


220
HPL245B1
3150
38

131
沈阳
SF6
220
LW11220
2000
80

132
沈阳
SF6
220
LW11220
2000
190

133
沈阳
SF6
220
LW11220
3150
40

134
沈阳
SF6
220
LW11220
4000
40

135
沈阳
SF6
220
LW11220
4000
90

136


220
LW11220
31504000
40

137


220
LW11220W
3150
40

138


220
LW12220
2000
190

139


220
LW14220
20003150
42

140


220
LW15220
3150
42

141
西安
SF6
220
LW15252

42

142


220
LW17220
3150
200A时≤19mV

143

SF6
220
LW17220

100

144


220
LW17220

40

145


220
LW220

100

146


220
LW2220
2500
90

147
西安
SF6
220
LW25252

45

148
海华通
SF6
220
LW31252
3150
45
单断口
149

SF6
220
LW4220

120

150
顶山
SF6
220
LW6220
3150
90
单断口35
151


220
LW6220
3150
70

152
沈阳
SF6
220
LW6220

35
单断口
153


220
MH1MF2Y
3150
新25运30
单断口
154
日立
SF6
220
OFPTB
3150
150

序号
厂家
类型
电压〔kV〕
型号
额定电流〔A〕
直阻标准〔µΩ〕
备注
155


220
OR2R

160

156


220
SW2220
1200
450

157

少油
220
SW2220
1500
400

158


220
SW2220
10001250
600

159


220
SW2220
16002000
400300

160
沈阳
少油
220
SW2220I

180
单断口
161
沈阳
少油
220
SW2220II

180
单断口
162
沈阳
少油
220
SW2220III

180
单断口
163
沈阳
少油
220
SW2220IV

140
单断口
164

少油
220
SW4220
1000
600

165


220
SW4220

600

166
沈阳
少油
220
SW6220
1200
450

167
西安
少油
220
SW6220
1600
400

168


220
SW6220

400

169


220
SW6220

450

170
西门子
SF6
500
3ASS
3150
275

171


500
500FMT20B
3150
160

172


500
ELFSL74
4000
100

173
ABB
SF6
500
ELFSP72
4000
85

174


500
FX22
31504000
新140运143

175
沈阳
SF6
500
LW11500

200

176
西安
SF6
500
LW13500

250
原型号500SFMT50B
177
西安
SF6
500
LW15500

42

178
顶山
SF6
500
LW6500
3150
200
单断口35
179
日立
SF6
500
OFPTB
3150
150

180


500
OFPTB50050LA
3150
150


注：断路器厂家标准假设遇表中未列断路器型号参考相电压等级相载流类型断路器厂家咨询




附录J
(资料性附录)
局部六氟化硫断路器时间参数

局部六氟化硫断路器时间参数见表J

表J 局部六氟化硫断路器时间参数〔≤ms〕
序号
电压〔kV〕
型 号
分闸时间
合闸时间
金短时间
电流时间
相分合期
相间分合期
1
35
30SFGP35
50
150




2
35
FD4025G
55
95
120


55
3
35
LW1835
40
150


35
35
4
35
LW635
30
90
65±5
300
35
35
5
35
LW835
60
100

300
23
23
6
36
3AF
60±5
75±5
9070
300


7
110
3AP1FG
30±4
55±8
30±10
300±10

23
序号
电压〔kV〕
型 号
分闸时间
合闸时间
金短时间
电流时间
相分合期
相间分合期
8
110
FP4025D
60
100
120

510
510
9
110
FXT9
37
90




10
110
LW14110
2029
6971
40
300
34
34
11
110
LW17145
30
135
70100
30
35
35
12
110
LW6110
30
90
65±5

35
35
13
110
S1145
40
90




14
220
3AQ1EE220
20±3
105±5

300±10


15
220
3AQ1EG220
3339
105115
70
300

23
16
220
3AQ2
28±3
85±5
75±5
300
23
35
17
220
3AT2
19
80±5

280
23
35
18
220
3AT3
19
80±5

280
23
35
19
220
ELFSP41
25
60
40


35
20
220
ELFSP42
21
112
40
300

35
21
220
FX12
1521
3762
3565
300
35
35
22
220
HPL245B1
19±2
65
50
300

24
23
220
LW10B
32
100
60±5
300
35

24
220
LW11220
35
120
60
300

35
25
220
LW12220
35
130
60
300

35
26
220
LW15
25
100
40
300
45
45
27
220
LW17220
21
112
40
300
225
35
28
220
LW2220
30
150
50
300
510
510
29
220
LW6220(高)
28
90
60±5
300
23
35
30
220
MHME2Y
20
70


23
35
31
500
FX22
50(3150A)40(4000A)
100
50
300
2525
55
32
500
GSL500
40
100




33
500
LW12500
20
130
60

23
35
34
500
OFPTB500
20
130
60
300
23
35
35
500
SFMT50B
1416
6590
28

22
34


附录K
(资料性附录)
支柱绝缘子瓷套超声波检测缺陷评定方法

K1 波探伤
K11 缺陷第次反射波〔F1〕底面第次反射波〔B1〕时出现时缺陷第次反射波〔F1〕底面第次反射波〔B1〕低缺陷反射波波高底面反射波波高等40缺陷指示长度等10mm时判定裂纹缺陷指示长度10mm时判定点状缺陷
K12 缺陷第次反射波〔F1〕底面第次反射波〔B1〕时出现时缺陷第次反射波〔F1〕底面第次反射波〔B1〕高等底面第次反射波〔B1〕缺陷第次反射波〔F1〕信号高底面第次反射波〔B1〕信号底面第次反射波〔B1〕信号相缺陷判定裂纹
K13 底面第次反射波〔B1〕波高等满刻度30时缺陷判定裂纹
K2 爬波探伤
K21 缺陷第次反射波〔F1〕波高等深度10mm模拟裂纹反射波高时应测定指示长度指示长度等10mm时应判定裂纹指示长度10mm时应判定点状缺陷
K22 缺陷第次反射波〔F1〕波高深度10mm模拟裂纹反射波波高时指示长度等5mm判定裂纹
K3 判定裂纹支柱绝缘子瓷套应判合格



附录L
(资料性附录)
参考资料

GBT 261 石油产品闪点测量法
GBT 264 石油产品酸值测量法
GBT 507 绝缘油介电强度测量法
GBT 511 石油产品添加剂机械杂质测量法
GB 1001 盘形悬式绝缘子技术条件
GB 5583 互感器局部放电测量
GB 5654 液体绝缘材料工频相介电常数介质损耗数体积电阻率测量
GBT 6541 石油产品油水界面张力测量法(圆环法)
GB 7253 盘形悬式绝缘子串元件尺寸特性
GB 7328 变压器电抗器声级测量
GBT 7598 行中变压器油汽轮机油水溶性酸测量法(色法)
GBT 7599 运行中变压器油汽轮机油酸值测量法(BTB法)
GB 7600 运行中变压器油水分含量测量法(库仑法)
GB 7601 运行中变压器油水分含量测量法(气相色谱法)
GB 8349 金属封闭母线

GB 11023 高压开关设备六氟化硫气体密封试验导
GB 12022 工业六氟化硫
GB 14542 运行中变压器油维护理导
GBT 17623 绝缘油中溶解气体组份含量气相色谱测定法
DLT 402 交流高压断路器订货技术条件
DL 417 电力设备局部放电现场测量导
DLT 421 绝缘油体积电阻率测量法
DLT 423 绝缘油中含气量测量真空压差法
DLT 4296 运行油开口杯老化测定法
DLT 4297 油泥析出测定法
DLT 4299 电力系统油质试验方法 绝缘油介电强度测量法
DLT 450 绝缘油中含气量测量方法(二氧化碳洗脱法)
DLT 459 电力系统直流电源柜订货技术条件
DL 4741 现场绝缘试验实施导 绝缘电阻吸收极化指数试验
DL 4742 现场绝缘试验实施导 直流高电压试验
DL 4743 现场绝缘试验实施导 介质损耗数tanδ试验
DL 4744 现场绝缘试验实施导 交流耐压试验
DL 4745 现场绝缘试验实施导 避雷器试验
DL 475 接装置工频特性参数测量导
DL 506 六氟化硫电气设备中绝缘气体湿度测量方法
DLT 595 六氟化硫设备气体监督细
DLT 626 盘形悬式绝缘子劣化检测规程
DLT 815 交流输电线路复合外套金属氧化物避雷器
DLT 864 标称电压高1000V交流架空线路复合绝缘子导
DLT 911 电力变压器绕组变形频率响应分析法
DLT915 六氟化硫气体湿度测定法(电解法)
DLT916 六氟化硫气体酸度测定法
DLT917 六氟化硫气体密度测定法
DLT918 六氟化硫气体中水解氟化物含量测定法
DLT919 六氟化硫气体中矿物油含量测定法(红外光谱分析法)
DLT920 六氟化硫气体中空气四氟化碳气相色谱测定法
DLT921 六氟化硫气体毒性生物试验方法
JBT 6228 汽轮发电机绕组部水系统检验方法评定
SH 0040 超高压变压器油
SH 0351 断路器油
电容型设备拟法带电测试导



━━━━━━━━━━━━




文档香网(httpswwwxiangdangnet)户传

《香当网》用户分享的内容，不代表《香当网》观点或立场，请自行判断内容的真实性和可靠性！
该内容是文档的文本内容，更好的格式请下载文档